DE3445692C2

DE3445692C2 -

Info

Publication number: DE3445692C2
Application number: DE3445692A
Authority: DE
Inventors: William Houston Tex. Us Perlman
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 1984-07-17
Filing date: 1984-12-14
Publication date: 1988-05-26
Also published as: BE901244A; GB2161847B; MY100416A; GB2161847A; FR2567955B1; IT1183757B; LU85677A1; NL8403584A; IT8567151A0; GB8504496D0; US4566539A; IE842898L; IE55829B1; DE3445692A1; FR2567955A1; ES8608093A1; ES543749A0

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Fraccen einer gasführenden von einem Bohrloch durchsetzten unterirdischen Formation, wobei man eine Brechflüssigkeit, in der feine Stützmaterialien einer Teilchengröße von im wesentlichen 0,250 bis 0,105 mm suspendiert sind, wobei die feinen Stützmaterialien der Flüssigkeit mit einer Rate von 0,29 bis 1,44 kg/l zugesetzt sind, in die Formation neben dem Bohrloch in mehreren Stufen injiziert.

Hydraulische Frac-Verfahren für kohlenwasserstofführende Formationen sind bekannt und werden extensiv für die Steigerung der Ausbeute von Erdöl und Gas aus kohlenwasserstofführenden Formationen eingesetzt. Diese Techniken umfassen das Injizieren einer Brechflüssigkeit in das Bohrloch in Berührung mit der Formation, die dem Rißbildungsverfahren unterworfen werden soll. Ein hinreichend hoher Druck wird auf die Brechflüssigkeit ausgeübt, um einen Riß in der Formation zu bilden und fortzusetzen. Im allgemeinen werden Stützmaterialien in der Brechflüssigkeit mitgeführt und in dem Riß abgelagert, um den Riß während der Produktion offen zu halten.

Eine besonders für das Fraccen gasführender Sandsteinformationen geeignetes hydraulisches Frac-Verfahren (10 Millidarcie oder weniger) ist in der DE-OS 29 33 037 beschrieben. Das Verfahren umfaßt mehrere Fracstufen, die einen feinen Stützmaterialsand von zwischen 0,25-0,105 mm Größe mitführt in einem Sand/Flüssigkeit-Mischungsverhältnis von 0,48 kg/l oder mehr. Jede Trägerstufe wird sofort durch eine entsprechende Abstandsstufe gefolgt, welche die Brechflüssigkeit ohne Stützmaterial aufweist. Unmittelbar nach der letzten Trägerstufe und der entsprechenden Abstandsstufe wird eine Endstufe injiziert, welche einen mittleren Stützsand mit 0,84-0,42 mm Größe fördert, gefolgt durch eine Brechflüssigkeitsspülung des Bohrrohrstranges. Die Brechflüssigkeit wurde aus bis zu 70 Vol.-% Alkohol hergestellt, um das Wasservolumen der Brechflüssigkeit zu reduzieren, das nachteilig mit wasserempfindlichen Tonen innerhalb der Formation reagierte. Bis zu 20 Vol.-% verflüssigten Kohlendioxids wurde mit der Frac-Wasser/Alkoholmischung kombiniert, um das Wasservolumen weiter zu reduzieren.

Kohleflöze unterscheiden sich von typischen unterirdischen Formationen, aus denen normalerweise Kohlenwasserstoffe gefördert werden, wie Carbonaten oder Sandsteinformationen. Kohleflöze sind typischerweise zerreibbarer als Carbonate oder Sandsteine. Demzufolge haben, wenn konventionelle Fracverfahren eingesetzt werden, die normalerweise eingesetzten Stützmaterialien eine Tendenz, kleine Kohlepartikel von den Bruchflächen zu bilden, die mit dem Stützmaterial gemischt werden. Wenn das Bohrloch in Produktion gesetzt wird, neigen zusätzliche Kohlepartikel dazu, von den Rißflächen in das Stützmaterial abzusplittern. Die Gegenwart von Kohlepartikeln im Stützmaterial führt dazu, die Zwischenräume zwischen den Stützmaterialpartikeln zuzusetzen und gleichzeitig die Leitfähigkeit des des mit Stützmaterial versehenen Risses zu reduzieren. Die Kohlepartikel beeinflussen auch die Funktion von Flächentrennungs- und Verarbeitungsausrüstungen.

Zusätzlich unterliegen Kohleflöze plastischer Deformation. Wenn konventionelle 0,84-0,42 mm Stützmaterialien eingesetzt werden, wirken sie abrasiv auf die Rißflächen. Stützmaterialien in den Rißflächen und das Einkriechen von Kohle in den Riß führt zur Verringerung von Breite und Leitfähigkeit des Risses.

Ferner führen konventionelle Rißbildungsverfahren zu breiteren Rissen am untersten Abschnitt des Kohleflözes, die sich bei Annäherung an den obersten Abschnitt des Kohleflözes verengen und derart die Verbindung zwischen den oberen Abschnitten des Kohleflözes und dem Riß begrenzen. Ferner wird die Rißbildung von Kohleflözen dadurch kompliziert, daß Kohleflöze typischerweise mit Wasser hoher Carbonatkonzentration gesättigt sind. Konventionelles Fraccen führt zu Ausfällung der Carbonate, wodurch die Permeabilität der Formation an den Rißflächen weiter reduziert wird.

Ebenso betrifft die US-Zeitschrift "World Oil", Januar 1979, S. 113-122 das Fraccen von üblichen Sandstein oder Karbonat enthaltenden Formationen. Die US-Zeitschrift "JPT", März 1984, S. 494-502 befaßt sich mit ölhaltiger Diatomeenerde. Die benutzte Aufbrechflüssigkeit wird auf Grundlage von Öl gebildet. Die US-Zeitschrift "JPT", November 1981 beschreibt auf den Seiten 2227-2235 das Fraccen von Kohleflözen ohne Stützmaterial.

Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, gasführende unterirdische, von einem Bohrloch durchsetzte Kohleformationen so zu fraccen, daß sie für die in ihnen enthaltenen Kohlenwasserstoffe durchlässig werden, ohne daß sich die gebildeten Durchslässe nach kürzester Zeit wieder zusetzen.

Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß dadurch gelöst, daß man in eine unterirdische Kohleformation neben dem Bohrloch unmittelbar nach jeder Brechflüssigkeitsinjektionsstufe eine Ansäuerungslösung injiziert, wobei die Injektionen von Brechflüssigkeit und Ansäuerungslösung mit einer Rate von etwa 1,8 bis 4,2 m³/min stattfinden und fortgesetzt werden, bis mindestens 4469 kg an feinen Stützmaterialien pro Meter (linear, senkrecht) der Formation eingelagert worden sind. Gemäß bevorzugten Ausführungsformen sind die Materialien kugelförmige Partikel, insbesondere Sand mit einer durchschnittlichen Teilchengröße von etwa 0,149 mm. Gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform ist die Brechflüssigkeit eine Lagerstättenflüssigkeit, die etwa 13,6 kg Gelierungsmittel pro 3785 Liter Brechflüssigkeit aufweist.

Die Ansäuerungslösung ist vorzugsweise eine etwa 15gew.-%ige wäßrige Salzsäure. Weitere bevorzugte Ausführungsformen des erfindungsgemäßen Verfahrens sind in den Unteransprüchen 7 bis 13 beansprucht.

Die vorliegende Erfindung stellt somit ein Verfahren zur Bildung von Rissen innerhalb eines unterirdischen Kohleflözes zur Verfügung, das eine verbesserte Leitfähigkeit, eine erhöhte Produktionsrate und eine erhöhte Gesamtausbeute an Gas im Vergleich zu nach dem Stand der Technik bekannten Verfahren zur Rißbildung in Kohleflözen ergibt.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform injiziert man beim erfindungsgemäßen Verfahren die Brechflüssigkeit in einer Anfangsstufe, wobei in der Brechflüssigkeit feine Stützmaterialien mit einer Beladung von etwa 0 bis 0,48 kg/l Flüssigkeit suspendiert sind, wobei die Stützmaterialien eine Teilchengrößenverteilung von im wesentlichen 0,250 bis 0,105 mm besitzen, und in mehreren aufeinanderfolgenden Folgestufen in die Formation, wobei die Stützmaterialien der Brechflüssigkeit zuerst mit einer Beladung von 0,24 bis 0,48 kg/l Flüssigkeit suspendiert werden, wobei die Stützmittelbeladung schrittweise in aufeinanderfolgenden Brechflüssigkeitsinjektionsstufen bis zu einer Stützmittelbeladung von etwa 0,96 bis 1,44 kg/l Flüssigkeit erhöht wird. Danach wird die Injektion der Brechflüssigkeitsinjektionsstufen mit der Stützmaterialbeladung von 0,96 bis 1,44 kg/l fortgesetzt, bis mindestens 4469 kg an Stützmaterialien in der Formation pro Meter (linear, senkrecht) Formation eingelagert sind.

Gemäß einer weiteren besonders bevorzugten Ausführungsform injiziert man dabei mit einer Brechflüssigkeitsendstufe, in der die Stützmaterialien, die zur Flüssigkeit mit einer Rate von 0,96 bis 1,44 kg/l Flüssigkeit zugegeben werden, suspendiert sind, worauf sofort anschließend an die Injektion der Endstufe das Injizieren einer Spülstufe stützmaterialfreier Flüssigkeit folgt.

Die alternierenden Injektionen an Brechflüssigkeit und Säure werden mit einer Geschwindigkeit von zwischen etwa 1,79-4,17 m³/min durchgeführt, bevorzugt 2,38-3,57 m³/min, und fortgesetzt, bis mindestens 1620 kg der feinen Stützmaterialien im Formationsriß pro 0,305 m (senkrecht) des Kohleflözes abgelagert worden sind. Bevorzugt wird die nächste Injektionsstufe stüztmaterialhaltiger Brechflüssigkeit durch eine stützmaterialfreie Brechflüssigkeit oder Ansäuerungslösungsspülung des Bohrrohrstranges gefolgt.

Das Verfahren der vorliegenden Erfindung kann mit jeder konventionellen Vorrichtung, die für bisherige bekannte Verfahren der hydraulischen Rißbildung eingesetzt wurde, durchgeführt werden. Konventionelle Stützmaterial/Wasser-Mischausrüstung und Pumpausrüstung kann bei der Durchführung des Verfahrens eingesetzt werden. Die Brechflüssigkeit und Säure kann durch die Bohrlochverrohrung, Gehäuse oder ein anderes verfügbares oder geeignetes Rohr oder Leitung injiziert werden. Die Flüssigkeit kann durch Perforationen in dem sich durch den Zement erstreckenden Gehäuse und direkt in die Formation erfolgen, wobei die Injektion auf das ausgewählte Kohleflöz durch konventionelle Insolationstechniken beschränkt wird. Bevorzugt wird das Bohrloch durch konventionelle "offene-Bohrung"-Techniken vervollständigt, um die Problematik des Sandaustritts zu vermeiden, der auftreten kann, wenn die Brechflüssigkeit durch Gehäuseperforationen, insbesondere bei höherer Stützmaterialbelastung beim erfindungsgemäßen Verfahren, fließen muß. Normalerweise besitzt der Schiefer der Formationen, die das Kohleflöz über- und unterlagern, hinreichende Härte, um die Rißbildung auf das Kohleflöz zu beschränken.

Obwohl es möglich ist, Wasser oder eine andere Flüssigkeit aus irgendeiner geeigneten Quelle zu verwenden, ist die Brechflüssigkeit, die bevorzugt bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens eingesetzt wird, Wasser, das aus dem Kohleflöz oder benachbarten Formationen produziert wird, zu welchem konventionelle Gelbildner, wie beispielsweise Guargummi, modifizierte Guargummis, Polysaccharidderivate, Zellulosederivate oder synthetische Polymere zugefügt werden, um eine hinreichende Viskosität zur Suspension der Stützmaterialien zu erzielen.

Bevorzugt wird ein substituiertes Guarmehl wie HPG (Hydroxypropylguar-Mehl), das unter der Bezeichnung WG11 von Halliburton oder WG-A2 durch Smith Energy verkauft wird, mit einer Rate von 13,62 kg pro 3785 l Formationswasser zugegeben.

Stützmaterial wird in der Anfangsphase mit einer Geschwindigkeit im Bereich von etwa 0 (stützmaterialfrei) bis etwa 0,048 kg/l Brechflüssigkeit zugeführt.

Die nachfolgenden Stufen besitzen eine Stützmaterialbeladung von anfangs zwischen etwa 0,24 bis etwa 0,48 kg/l Flüssigkeit, wobei dieses schrittweise in aufeinanderfolgenden Stufen bis auf eine Stützmaterialbeladung von etwa 0,96 bis etwa 1,44 kg/l Flüssigkeit erhöht wird.

Anschließend ist die Stützmaterialbeladung bei der 0,96 bis etwa 1,44 kg/l-Rate, bevorzugt 1,2 kg/l. Jedes stufenweise Anwachsen beträgt bevorzugt zwischen etwa 0 bis etwa 0,36 kg/l.

Das Stützmaterial besitzt eine Teilchengrößeverteilung im wesentlichen zwischen 0,25 und 0,105 mm, bevorzugt von durchschnittlich 0,149 mm. Bevorzugt ist das Stützmaterial eher kugelförmig als eckig. Oklahoma 0,149 mm Sand ist für die meisten Anwendung als geeignet gefunden worden.

Das Volumen jedes Brechflüssigkeitsinjektionsschrittes wird vor diesem bestimmt und hängt von der Größe des erwünschten Risses, dem Druck und dem Fließwiderstand ab. Normalerweise liefern 757-30 280 l pro Stufe geeignete Resultate. Bevorzugt beträgt das Volumen im Anfangsbrechflüssigkeitsinjektionsschrittes zwischen etwa 7570 bis etwa 15 140 l, und das Volumen wird in jedem nachfolgenden Injektionsschritt erhöht, wenn die Sandbeladung erhöht wird, von etwa 22 710 bis etwa 30 280 l bevorzugt 26 495 l für die nachfolgenden und die letzte Brechflüssigkeitsinjektionsstufe. Die Stufen werden fortgesetzt, bis mindestens etwa 1362 kg Stützmaterial im Formationsriß pro waagerechte 0,305 m Kohleflöz abgelagert worden sind. Mit dem erfindungsgemäßen Brechverfahren ist es möglich, sehr große Mengen Stützmaterial in die Formation einzubringen. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wurden 227 000 kg Stützmaterial leicht in den Rissen innerhalb der Formation abgelagert, und es können, falls erwünscht, größere Mengen deponiert werden. Demzufolge kann das erfindungsgemäße Frac-Verfahren für ein Kohleflöz mittlerer Breite (typischerweise etwa 19,14 m) fortgesetzt werden, bis mindestens etwa 6810 kg Stützmaterial pro 0,305 m Kohleflöz (vertikal) in den Formationsrissen deponiert worden sind.

Es wird angenommen, daß das feine, kugelförmige Stützmaterial verschiedenen Funktionen bei der Erfindung dient. Wenn es in den Riß injiziert wird, reduziert die Kugelform des Stützmaterials wesentlich Abrasion an den Bruchflächen, wodurch ein Großteil der durch die Vermischung von Kohlepartikeln mit Stützmaterial verbundenen Probleme vermieden werden. Zusätzlich zeigen kugelförmige Stützmaterialien mit kleiner Teilchengröße weniger Neigung, in der Bruchfläche eingebettet zu werden und verhindern das Einkriechen von Kohle in den abgestützten Riß. Wenn der Druck auf die Brechflüssigkeit reduziert wird und es der Formationsfläche erlaubt wird, das Stützmaterial zu komprimieren, liefern die Stützmaterialpartikel in den Rissen einen Formationsstützenden Effekt, ähnlich demjenigen einer Kiespackung in einem Bohrloch, welches in einer schlecht verfestigten Formation niedergebracht wird, durch Ausfiltern der Kohlepartikel, die andernfalls die Rißflächen abschleifen würden und die Zwischenräume zwischen den Stützmaterialpartikeln zusetzten. Die Permeabilität feiner Stützmaterialien ist viel größer als diejenige des Kohleflözes. Demzufolge ist dann, wenn der Riß breit genug ist, die Leitfähigkeit des abgestützten Risses hinreichend, um die Produktion und Gesamtfördermenge Gas aus dem Bohrloch zu fördern.

Sofort nach jeder stützmaterialhaltigen Brechflüssigkeitsinjektionsstufe wird Ansäuerungslösung in die Formation injiziert. Die Ansäuerungslösung kann jegliche konventionelle Säure enthalten, die normalerweise für die Behandlung von unterirdischen Formationen eingesetzt wird, in typischen Konzentrationen. Diese Säuren umfassen Essigsäure, Ameisensäure, Fluorwasserstoffsäure oder Sulfaminsäure. Gute Resultate werden mit einer wäßrigen Ansäuerungslösung erzielt, die 15 Gew.-% Salzsäure enthält. Die Säurelösung kann auch konventionelle Additive wie Tenside, Suspensionshilfsmittel, Komplexbildner, Schlammverhinderungsmittel, oder Korrosionsinhibitoren aufweisen. Falls erwünscht, kann die Ansäuerungslösung etwa 0,12 kg Stützmaterial pro Liter Lösung aufweisen.

Die Säure wird in die Formation mit etwa der gleichen Geschwindigkeit wie die Brechflüssigkeitsinjektionsstufen injiziert. Das injizierte Volumen Ansäuerungslösung hängt von der Größe des Risses, dem Druck und dem Fließwiderstand ab, wobei Injektion von zwischen etwa 946 bis etwa 5677 l, üblicherweise etwa 2838 l einer Ansäuerungslösung von 15gew.-%iger Salzsäure zwischen jeder Brechflüssigkeitsstufe für die meisten Risse geeignet ist. Falls erwünscht, kann die Formation mit 1895 bis 11 355 l Ansäuerungslösung vor Injektion der ersten Brechflüssigkeitsstufe behandelt werden.

Es wird angenommen, daß die Säure verschiedene Funktionen bei der Erfindung erfüllt. Da die Ansäuerungslösung weniger dicht als die Brechflüssigkeit ist, neigt sie dazu, oberhalb von Brechflüssigkeit und Sand, der im unteren Abschnitt eines senkrechten Risses deponiert worden ist, zu fließen, und den oberen Abschnitt des Risses zu erweitern und in vertikaler Richtung auszudehnen. Die Ansäuerungslösung besitzt auch eine Tendenz, sich von bestehenden Rissen hinwegzubewegen und neue Risse zu veranlassen, die während den nachfolgenden Brechflüssigkeitsinjektionsstufen mit Stützmaterial gefüllt werden. Schließlich säubert die Säure das Bohrloch und die Rißflächen durch Lösen jeglicher Niederschläge oder Verunreinigungen aufgrund von Bohr- oder Abschlußflüssigkeiten oder von Zement, der in oder neben dem Bohrloch oder den Rißflächen anwesend ist.

Die Erfindung wird nun anhand der nachfolgenden Beispiele der Behandlung von Kohleflözen in La Plata County, Colorado, erläutert:

Beispiel 1

Formationsdicke:25 m Tiefe:772,6-797,7 m Brechflüssigkeit:Formationswasser, plus 13,6 kg eines Hydroxypropylguar-Mehl- Gelatinierungsmittels pro 3785 l Stützmaterial:0,149 mm Oklahoma-Sand, 228 182 kg Säure:15% HCl Bohrlochverrohrung:offene Bohrung Durchschnittsdruck:13,87 MPa durchschnittliche Injektionsgeschwindigkeit:102 l/min Anzahl der Brechflüssigkeitsstufen:13 Volumen der Brechflüssigkeit
(abzüglich Sandvolumen):237 826 l Säurevolumen:30 280 l Gesamtflüssigkeitsvolumen:268 107 l

Tabelle 1

Beispiel 2

Formationsdicke:22 m Tiefe:947-969 m Brechflüssigkeit:Formationswasser, plus 13,6 kg Hydroxypropyl-Gelatinie- rungsmittel pro 3785 l Stützmaterial:0,149 m Oklahoma-Sand, 107 316 kg Säure:15% HCl Gehäuse:offene Bohrung Durchschnittsdruck:25,53 MPa Durchschnittsinjektionsgeschwindigkeit:2,916 m³/min. Anzahl Brechflüssigkeitsstufen:12 Volumen Brechflüssigkeit
(abzüglich Sandvolumen):257 400 l Säurevolumen:39 700 l Gesamtflüssigkeitsvolumen:297 140 l

Tabelle 2

Beispiel 3

Formationsdicke:4,57 m Tiefe:696-365 m Brechflüssigkeit:Formationswasser, plus 13,62 kg eines Hydroxypropylguar-Mehl- Gelatinierungsmittels pro 3785 l Stützmaterial:0,149 mm Oklahoma-Sand, 212 044 kg Säure:15% HCl Gehäuse:offene Bohrung Durchschnittsdruck:22,77 MPa Durchschnittsinjektionsgeschwindigkeit:2,74 m³/min Anzahl der Brechflüssigkeitsstufen:13 Volumen Brechflüssigkeit
(abzüglich Sandvolumen):289 363 l Säurevolumen:38 796 l Gesamtflüssigkeitsvolumen:328 159 l

Tabelle 3

In Beispiel 1 wird das Fraccen eines Kohleflözes in einer für die Erfindung typischen Weise durchgeführt. Ein großes Säurevolumen wird in Schritt 1 eingesetzt, um anfänglich das Kohleflöz zu behandeln und wird durch ein Polster stützmaterialfreier Brechflüssigkeit gefolgt. Bei der ersten Stützmaterialinjektionsstufe wird Brechflüssigkeit, zu welcher Sand im Verhältnis von 0,24 kg/l Brechflüssigkeit zugesetzt worden war, in die Formation unjiziert, gefolgt durch eine 0,36 kg/l-Stufe, die wiederum durch eine Säurestufe gefolgt wurde. Anschließend wurde die Sandbeladung und/oder das Volumen der Brechflüssigkeitsinjektionsstufe in jeder Stufe erhöht, bis eine Sandbeladung von 1,2 kg/l und ein Volumen von 26 495 l in Schritt 12 erzielt worden war. Die nachfolgenden Brechflüssigkeitsinjektionsstufen wurden mit dieser Sandbeladung und Volumen fortgeführt, bis eine hinreichende Menge Sand in der Formation abgesetzt worden war.

Anschließend an die Endbrechflüssigkeitsinjektionsstufe wurde das Bohrloch mit einem Volumen sandfreier Brechflüssigkeit gespült.

Vor der Frac-Behandlung besaß das Bohrloch eine vernachlässigbare Produktion, danach produzierte es Gas mit 377 Nm³/h. Bei fortgesetzter Produktion wuchs die Gasgeschwindigkeit mit Entfernen von Wasser.

Die meisten Kohleflöze, die bisher mit dem Frac-Verfahren behandelt wurden, sind mit dem erfindungsgemäßen Verfahren, unter geringfügigen Abweichungen von Beispiel 1, mit ähnlichen Resultaten, angemessen der Rißbildung unterworfen worden.

In den Beispielen 2 und 3 traten Schwierigkeiten insofern auf, als die Risse begannen Sand abzugeben, wie durch das Druckanwachsen in den Schritten 11 und 10 angezeigt wird. Der Sandaustritt wurde durch Ändern der Säure und von Pufferinjektionen, bis eine Druckabnahme beobachtet wurde, eliminiert, wodurch angezeigt wurde, daß die Risse sich fortsetzten. Wenn Rißfortsetzung beobachtet wurde, wurde die schrittweise Injektion von Säure und Brechflüssigkeit mit der niedrigen Stützmaterialbeladung und Stufenvolumen erneut begonnen. In darauffolgenden Stufen wurden das Volumen und die Stützmaterialbeladung schrittweise erfindungsgemäß erhöht. Vor der Behandlung besaß das Bohrloch in Beispiel 2 eine vernachlässigbare Produktion. Nach Fraccen des Bohrloches begann eine Produktion bei 428,8 Nm³/h. Die Quelle des Beispiels 3 besaß vor der Fracbehandlung eine vernachlässigbare Produktion. Nach der Behandlung ist die Quelle des Beispiels 3 noch nicht in Betrieb genommen worden, so daß noch keine Zahlen nach der Rißbildungsbehandlung zugänglich sind.

Bei Sandabgabe-Situationen ist es wichtig, daß dem Druck kein übermäßiger Anstieg ermöglicht wird (31,05 MPa für die in den Beispielen behandelten speziellen Formationen) aufgrund der Gefahr von Rißbildung in den darunter oder darüberliegenden, nicht produzierenden Formationen. Es ist auch wichtig, sofort Präventivmaßnahmen zu ergreifen, wenn Sandaustritt droht, aufgrund der Gefahr des Aussandens des Bohrloches und der demzufolge auftretenden Notwendigkeit, das Rißbildungsverfahren abzubrechen.

Claims

1. Verfahren zum Fraccen einer gasführenden von einem Bohrloch durchsetzten unterirdischen Formation, wobei man eine Brechflüssigkeit, in der feine Stützmaterialien einer Teilchengröße von im wesentlichen 0,250 bis 0,105 mm suspendiert sind, wobei die feinen Stützmaterialien der Flüssigkeit mit einer Rate von 0,29 bis 1,44 kg/l zugesetzt sind, in die Formation neben dem Bohrloch in mehreren Stufen injiziert, dadurch gekennzeichnet, daß man in eine unterirdische Kohleformation neben dem Bohrloch unmittelbar nach jeder Brechflüssigkeitsinjektionsstufe eine Ansäuerungslösung injiziert, wobei die Injektionen von Brechflüssigkeit und Ansäuerungslösung mit einer Rate von etwa 1,8 bis 4,2 m³/min stattfinden und fortgesetzt werden, bis mindestens 4469 kg an feinen Stützmaterialien pro Meter (linear, senkrecht) der Formation eingelagert worden sind.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß man die Brechflüssigkeit in einer Anfangsstufe, wobei in der Brechflüssigkeit feine Stützmaterialien mit einer Beladung von etwa 0 bis 0,48 kg/l Flüssigkeit suspendiert sind, wobei die Stützmaterialien eine Teilchengrößenverteilung von im wesentlichen 0,250 bis 0,105 mm besitzen, und in mehreren aufeinanderfolgenden Folgestufen in die Formation injiziert, wobei die Stützmaterialien der Brechflüssigkeit zuerst mit einer Beladung von etwa 0,24 bis 0,48 kg/l Flüssigkeit suspendiert werden, wobei die Stützmittelbeladung schrittweise in aufeinanderfolgenden Brechflüssigkeitsinjektionsstufen bis zu einer Stützmittelbeladung von etwa 0,96 bis 1,44 kg/l Flüssigkeit erhöht wird, wobei die Injektion der Brechflüssigkeitsinjektionsstufen danach mit der Stützmaterialbeladung von 0,96 bis 1,44 kg/l fortgesetzt wird, bis mindestens 4469 kg an Stützmaterialien in der Formation pro Meter (linear, senkrecht) Formation eingelagert sind.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß die feinen Stützmaterialien kugelförmige Partikel sind.

4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Brechflüssigkeit eine Lagerstättenflüssigkeit ist, die etwa 13,6 kg Gelierungsmittel pro 3785 Liter Brechflüssigkeit aufweist.

5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Ansäuerungslösung eine etwa 15gew.-%ige wäßrige Salzsäure ist.

6. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Injektionsrate etwa 2,38 bis 3,57 m³/min beträgt.

7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, ferner gekennzeichnet durch die Schritte:
Injizieren einer Brechflüssigkeitsendstufe, in der die Stützmaterialien, die zur Flüssigkeit, mit einer Rate von 0,96 bis 1,44 kg/l Flüssigkeit zugegeben, suspendiert sind; und sofort anschließend an die Injektion der Endstufe folgendes Injizieren einer Spülstufe stützmaterialfreier Flüssigkeit.

8. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Partikel Sand mit einer durchschnittlichen Teilchengröße von etwa 0,149 mm sind.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß die Brechflüssigkeitsinjektionsstufen ein Volumen von etwa 3785 bis 37 850 Liter pro Stufe besitzen.

10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Ansäuerungslösungsinjektionsstufen ein Volumen von etwa 946 bis 5677 Liter pro Stufe besitzen.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß das schrittweise Anwachsen an Stützmaterialbeladung von etwa 0 bis 1,36 kg Stützmaterial pro 3,785 Liter Flüssigkeit beträgt.

12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß das Volumen der Brechflüssigkeitsinjektionsstufen anfänglich etwa 3785 bis 1400 Liter pro Stufe beträgt, wobei das Volumen schrittweise in aufeinanderfolgenden Brechflüssigkeitsinjektionsstufen von etwa 18 925 bis 37 850 Liter pro Stufe erhöht wird, wobei die Brechflüssigkeitsinjektionsstufen anschließend mit den 18 925 bis 37 850 Liter pro Stufenvolumen fortgesetzt werden.

13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, daß das schrittweise Anwachsen im Stufenvolumen etwa 0 bis 11 355 Liter pro Stufe beträgt.