DE3048680C2

DE3048680C2 -

Info

Publication number: DE3048680C2
Application number: DE3048680A
Authority: DE
Inventors: Claude Chatou Fr Roque
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 1979-12-28
Filing date: 1980-12-23
Publication date: 1988-10-20
Also published as: US4345652A; IT8026883A0; PT72275B; JPS56115495A; PT72275A; JPH0119036B2; FR2479320B1; DE3048680A1; MX7282E; FR2479320A1; IT1194726B

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Verbesserung der Permeabilität von Gesteinen, welches für die Produktion von Wärmeenergie durch Geothermie hoher Energie geeignet ist, d. h., bei der die Temperatur des Wärmeträger fluids 200°C erreicht oder überschreitet.

Zwei Wärmeenergieproduktionsweisen durch die Geothermie hoher Energie sind zu unterscheiden.

Beim ersten Verfahren nützt man die natürliche Erzeugung heißen Fluids aus, was die Anwendung dieses Verfahrens auf wenige priviligierte Orte beschränkt.

Beim zweiten Verfahren, der sog. trockenen Geothermie, gewinnt man die fühlbare Wärme tiefer Gesteine, deren Temperatur hoch liegt, zurück, von Gesteinen, die von Natur aus kein Fluid in industriell interessanten Mengen erzeugen.

Die Gewinnung der Wärme kann dann durch Einführen eines kalten Fluids in ein Bohrloch, Führen dieses Fluids quer durch das heiße Gestein, Aufsteigen lassen und Produktion durch ein anderes Bohrloch, wobei das Fluid sich in Kon takt mit dem Gestein erwärmt hat, erfolgen (US-PS 3 786 858).

Diese Energiegewinnung ist jedoch abhängig von der Permeabilität der Gesteine, quer durch die man das Wärmeträgerfluid zirkulieren läßt; leider ist die Per meabilität der Gesteine in großen Tiefen gering.

Diese Permeabilität kann verbessert werden, indem man von der Natur her in den Gesteinen existierende oder in diesen erzeugte Frakturen verbreitert und indem man die Permeabilität des Steingefüges erhöht. Diese Per meabilitätserhöhung resultiert aus einem Eindringen des Frakturierungsfluids in die Mikrorisse der Wan dungen einer Fraktur.

Die Aufgabe der Erfindung besteht in einer Verbesserung der Produktivität und des Einführverhaltens des Wärmeträgerfluids durch Erhöhung der Permeabilität an den Rändern oder in der unmittelbaren Umgebung des Einführbohrlochs und in einer Erhöhung der Leitfähigkeit der Frakturen durch Er höhung der Globalpermeabilität der Frakturen und de ren Breite.

Bekanntlich ist die Leitfähigkeit (conductivit´) einer Fraktur eine Größe, welche ausdrückbar ist durch das Produkt der Permeabilität (im allgemeinen gemessen in Darcy) und der Breite dieser Fraktur (im allgemeinen ge messen in Metern).

Die Produktivität eines Bohrlochs wird definiert durch das Verhältnis

wo Q ₀ die Ölvolumenmenge in m³/j beim Speichern (normale Temperatur und Druckbedingungen); P _s der "statische" Druck, d. h. der Druck in Bar der Lager stätte an der Draninagegrenze des geschlossenen Bohrlochs ist. P _d ist der Druck am Boden des Bohrlochs, während die ses Q ₀ durchsetzt. Andererseits ist das Einführverhalten (l′ injectivit´) definiert durch das Verhältnis

da in diesem Fall P _d<P _s ist.

Die Aufgabe der Erfindung wird dadurch gelöst, daß

a) das Gestein einer chemischen Auslaugbehandlung durch Einspritzen von einer Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid über einen begrenzten Zeitraum unter worfen wird;
b) eine Salzlösung eingeführt wird, und
c) die Zirkulation eines Wärmeträgerfluids durch das Gestein hergestellt wird.

Die Auslaugbehandlung kann mittels einer hydroalkoholischen Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid durchgeführt werden. Beispielsweise verwendet man eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid, dessen NaOH-Konzentration zwi schen 1 und 30 Gewichts%, insbesondere zwischen 2 und 10 Gewichts% liegt. Günstigerweise kann man eine wäßrige Lösung von Natriumhydroxid in Äthanol mit einer Äthanol konzentration zwischen 5 und 50 Volumen%, insbesondere weniger als 25 Volumen%, verwenden. Verwendet werden kann auch eine hydroalkoholische Lösung von Kaliumhydroxid, deren KOH-Konzentration zwischen 5 und 30 Gewichts% beträgt.

Die Erfindung wird anhand der beiliegenden Zeichnungen näher erläutert. Diese zeigen in

Fig. 1 schematisch ein geothermisches Produktionsver fahren zur Verwirklichung der Maßnahme nach der Erfindung;

Fig. 2 die Veränderung der Permeabilität der Fraktur einer Gesteinsprobe als Funktion der Menge an hydroalkoholischer Lösung eingeführten Natrium hydroxids;

Fig. 3 die Entwicklung der Masse gelösten Silicium dioxids (Silica) als Funktion der Menge hydro alkoholischer Lösung während des gleichen Ver fahrens eingeführten Natriumhydroxids;

Fig. 4 für eine andere hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid die Permeabilitätsveränderung der Fraktur einer Gesteinsprobe als Funktion der Menge eingespritzter Lösung;

Fig. 5 die Veränderung der Permeabilität einer Gesteins probe, in die man nacheinander eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid und dann Wasser einführt;

Fig. 6 die Entwicklung des pH-Werts zweier in einer Gesteinsprobe fließender Fluide, wobei letztere vorher ausgelaugt wurde; und

Fig. 7 die Veränderung der Permeabilität einer Gesteins probe, in die man nacheinander eine Lösung von Natriumhydroxid, eine Salzlösung und dann Wasser einführt.

Fig. 1 zeigt eine Fraktur 1 in einem heißen kristallinen Gestein 2, das sich auf großer Tiefe befindet.

Diese Fraktur wird beispielsweis erzeugt durch hydraulisches Frakturieren, indem man über das Bohrloch 3 Wasser unter Druck oder auch ein Auslaugfluid einführt, das aus einer hydroalkoholischen Lösung von Natriumhydroxid und Kalium hydroxid gebildet ist.

Die folgenden drei Schritte werden dann vorgenommen:

a) Chemische Behandlung (Auslaugung) der Fraktur

Wenn die Fraktur durch Behandlung mittels des oben de finierten Auslaugfluids hergestellt ist, so läßt man dieses unter Druck im Innern der Fraktur oder man stellt vorteilhaft eine Zirkulation dieser hydroalkoholischen Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid zwischen dem Bohr loch 3 und einem anderen die Fraktur 1 schneidenden Bohrloch 4 her.

Wird die Fraktion 1 durch Einführen von Wasser unter Druck hergestellt, so erfolgt die chemische Auslaugbehandlung des Gesteins nach der hydraulischen Frakturierung, indem man das Wasser durch eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid ersetzt.

Dies kann vorzugsweise vorgenommen werden, indem man eine flüssige Zirkulation zwischen den Bohrlöchern 3 und 4 herstellt.

b) Einführen einer Salzlösung

Nach Abschluß des vorhergehenden Schrittes sorgt man erfindungsgemäß für eine chemische Stabilisierung des Gesteins, indem man die hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid des vorhergehenden Schritts durch eine wäßrige Salzlösung ersetzt, bei spielsweise eine Lösung von Natrium- oder Kaliumchlorid mit 2 bis 30 g Natriumchlorid pro Liter, beispielsweise 10 g Natriumchlorid pro Liter.

Diese Stabilisierungsstufe führt nun dazu, daß die Permeabilität der Formation zum Erstarren gebracht wird (fest wird), indem das Auflösen der Reaktionsprodukte, die aus der vorhergehenden Auslaugstufe stammten, unter brochen wird.

Unter diesen Bedingungen wird beim Einspritzen des als Wärmeträgerfluids verwendeten Wassers während des folgenden Schrittes kein Gesteinsmaterial mehr abgetragen werden und die erreichte Permeabilität hat keine Neigung zur Weiterentwicklung mehr.

Die nacheinander in den Stufen a) und b) verwendeten chemischen Produkte können in das Bohrloch von einem der Behandlung dienenden Lastwagen 5 aus über eine Leitung 6 eingeführt werden.

c) Herstellen der Wärmeträgerfluidzirkulation

Sind die vorhergehenden Schritte beendet, so setzt man Wasser zwischen dem Bohrloch 3 (Einführbohrloch) und dem Bohrloch 4 (Produktionsbohrloch) längs einer Schleife in an sich bekannter Weise in Bewegung, wobei das über das Bohrloch 3 eingeführte Wasser sich in Kontakt mit der geologischen Formation 2 erwärmt.

Die in dem über das Bohrloch 4 aufsteigenden Wasser oder Dampf enthaltene Wärme wird in einem Elektrizitäts werk 7 beliebiger Bauart aufgenommen; das Wasser wird dann in das Bohrloch 3 wieder eingeführt, was eine geo thermische Nutzschleife herstellt.

Die oben genannten Schritte a) und b) werden im Folgenden genauer untersucht.

I. Chemische Auslaugbehandlung des Gesteins

Auf die geologischen Formationen läßt man eine Lösung aus Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid während eines begrenzten Zeitintervalls einwirken.

Eine starke Erhöhung der Permeabilität kann erhalten werden, indem man eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid verwendet.

Beachtliche Ergebnisse wurden erhalten, indem man eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid verwendet, deren NaOH-Konzentration zwischen 1 und 30 Gewichts%, insbesondere bei mehr als 10 Gewichts%, vor allen Dingen im Fall von Granodioriten liegt.

Beim verwendeten Alkohol handelt es sich beispielsweise um Äthanol mit einer Konzentration von 5 bis 50 Volumen% in der Lösung, wobei diese Volumenkonzentration ⁺ vorteil haft in der Größenordnung von 20% für Granodioriten liegt (⁺=eine Funktion der Konzentration der Natrium hydroxidlösung).

Andere Alkohole können verwendet werden, beispielsweise Methanol, Isopropanol etc.

Die Kontaktzeit der Lösung mit der behandelten Formation wird ausreichend gewählt, um die Permeabilität ohne Gefahr einer Zerstörung des Gesteins zu verbessern, was man abschätzen kann, wenn man kontinuierlich von der Erdoberfläche aus den Druckabfall der in die Formation eingeführten Lösung mißt.

Die folgenden Vergleichsversuche zeigen die Wirksamkeit des durchgeführten Auslaugens:

Erste Versuchsreihe Angriff der Gesteine durch Natrium hydroxidlösung (solutions sodiques) in Zellen ohne Zir kulation

Der Angriff wurde durchgeführt an einem Zylindervolumen von 2 cm³ Gestein, die in 200 cm³ reaktive Lösung eingesetzt wurden.

Die Folge des Arbeitsablaufs war die folgende:

- Messung der Wasserpermeabilität der Probe beim Versuchs beginn;
- Wiegen der wassergesättigten Probe;
- chemischer Versuch bei 100° unter 100 Bar, d. h. unter mittleren Bedingungen einer unterirdischen Lagerstätte, Dauer 1 bis 6 Tage;
- langsame Kühlung;
- Auswaschen mit destilliertem Wasser;
- Messen der Wasserpermeabilität bei Versuchsende;
- Wiegen des wassergesättigten Gesteins.

Die Ergebnisse dieser ersten Versuchsreihe sind in Tafel I eingetragen.

Tafel I

Gestein im Naturzustand; Versuchstemperatur 100°C; Druck: 100 Bar; Versuchsdauer: 144 Stunden

Die Tafel I zeigt das Ansteigen der Permeabilität der Gesteine, die durch Verwendung einer Natriumhydroxid lösung erhalten werden kann, jedoch auch die sichtbare Erhöhung der erhaltenen Permeabilität unter Verwendung einer hydroalkoholischen Lösung von Natriumhydroxid anstelle einer keinen Alkohol enthaltenden wäßrigen Natriumhydroxidlösung.

Zweite Versuchsreihe Auslaugversuche (kontinuierliche Zirkulation)

Eine zweite Versuchsreihe wurde durchgeführt, indem man kontinuierlich bei einem Durchsatz von 100 cm³/Stunde hydroalkoholische Lösungen von Natriumhydroxid durch einen zylindrischen Probekörper aus Pors-Poder-Granodiorit (Durchmesser des Oberkörpers 25 mm, Länge 43 mm) mit einer Axialfraktur zirkulieren ließ, wobei dieser unter geothermischen Lagerstättenbedingungen angeordnet war (Temperatur 200°C, Druck der Abkapselung 170 Bar).

Anschließend wurde eine Lösung mit 2 Volumen% NaOH und 20 Volumen% Äthanol (Lösung 1) sowie eine Lösung von 10 Volumen% NaOH und 20 Volumen% Äthanol (Lösung 2) verwendet.

Die Lösungen wurden in die Fraktur bei einem Druck von 150 Bar eingeführt.

Die Ergebnisse dieser zweiten Versuchsreihe sind durch die beiliegenden Fig. 2, 3 und 4 verdeutlicht.

Fig. 2 zeigt für die Lösung die Permeabilitätsveränderung der Fraktur K (Darcy) des Probekörpers als Funktion der Menge V hydroalkoholischer Lösung eingeführten Natriumhydroxids (in Milliliter).

Fig. 3 zeigt, ebenfalls für die Lösung 1, die durch die Lösung gelöste Masse m an Silica (Siliziumdioxid in Gramm) als Funktion der Menge V eingespritzter Lösung (in Milli liter).

Nach 18 Stunden lag der Gewichtsverlust des Probekörpers bei mehr als 5%, was einen hohen Wert bedeutet.

Fig. 4 zeigt, für die Lösung "zwei", die Permeabilitätsänderung der Fraktur K des Probekörpers als Funktion der Menge V ein gespritzter hydroalkoholischer Lösung von Natriumhydroxid.

Die Fig. 2 und 4 zeigen klar den erheblichen erhaltenen Permeabilitätsgewinn. Nach Auslaugen mit der Lösung mit 10% NaOH und 20% Äthanol stellt man tatsächlich fest, daß die Permeabilität von 10^-5 Darcy auf 2,6×10^-1 Darcy sich veränder hat, und zwar für eine Aktivität des SiO₂ (Menge an durch die Lösung gelösten SiO₂) zwischen 20 und 30 Milligramm/Stunde und cm² Fraktur, was einer Lösung von 2×10³ kg Mineralmaterial entspricht, wenn man die Gesteins behandlung mit 100 m³ alkoholischer Natriumhydroxidlösung vornimmt und eine mittlere Auflösung von 30 g SiO₂ pro dm³ zuläßt.

Dritte Versuchsreihe Angriff des Gesteins durch Kaliumhydroxidlösungen in Zellen, ohne Zirkulation

Eine dritte Versuchsreihe wurde unter den gleichen Be dingungen wie die erste unter Verwendung von Kaliumhydro xid (potasse) anstelle von Natriumhydroxid (soude) vor genommen.

Die Ergebnisse dieser dritten Versuchsreihe sind in Tafel II zusammengefaßt; ein Vergleich mit Tafel I zeigt die geringere Aktivität des Kaliumhydroxids für ein und die gleiche Re aktionsdauer.

Die Klassierung der Gesteine bleibt jedoch die gleiche unter Berücksichtigung ihres Gewichtsverlusts.

Die Verbesserung der Ergebnisse durch die Verwendung einer alkoholischen Lösung ist weniger merkbar als mit Natriumhydroxid.

Tafel II

II. Einführen einer Salzlösung

Man stellt fest: Beim Einführen von Wasser (Wärmeträger fluid für die geothermische Ausnutzung) im Gestein nach der oben beschriebenen chemischen Auslaugbehandlung ist es nicht möglich, die durch diese Behandlung erreichte Permeabilität aufrecht zu erhalten.

Die in Fig. 5 dargestellten Versuchsergebnisse (auf den Ordinaten Permeabilität K der Probe in Darcy; auf den Abszissen durch die Probe gehendes Flüssigkeitsvolumen in cm³) zeigen nämlich, daß die dank dieser Aulaugbehandlung erreichte Permeabilität abnimmt, wenn man die Wassereinspritzung vornimmt.

Dies erklärt sich, betrachtet man die Kurve A der Fig. 6, die erkennen läßt, daß der pH-Wert des aus der Probe aus tretenden Wassers mit dem eingespritzten Wasservolumen (aufgetragen auf den Abzissen in cm³) abnimmt.

Diese Verminderung des pH-Werts sorgt für eine Abscheidung in den Poren des Gefüges von Produkten, die aus der vor hergehenden Auslaugbehandlung stammen, was die Permeabilität des Gefüges vermindert.

Unter diesen Bedingungen wird die Möglichkeit, die durch die Auslaugbehandlung erreichte Permeabilität zu sichern, stark zufallsbedingt.

Es wurde festgestellt, daß es möglich ist, diesen Nachteil dadurch zu beheben, daß man schnell die chemische Neutrali tät des Gesteingefüges sofort nach dessen Auslaugbehandlung wieder herstellt, indem man die Ausfällung der Auslaug produkte verhindert.

Erhalten wird dies, indem man an die Auslaugbehandlung das Einspritzen einer wäßrigen Natrium- oder Kalium chloridlösung anschließend läßt, deren Salzgehalt zwischen 2 und 30 g/l, beispielsweise 10 g/l, liegen kann.

Fig. 7 zeigt einen Versuch, bei dem sich an die Auslaug behandlung eine Behandlung der chemischen Stabilisierung durch Einspritzen einer Salzlösung anschließt: hier ist die durch die Auslaugbehandlung erreichte Permeabilität (Permeabilität K, aufgetragen auf den Ordinaten; einge spritzte Volumina, aufgetragen auf den Abszissen) nicht in irgend einer Weise modifiziert worden.

Das spätere Einführen von das Wärmeträgerfluid bildendem Wasser trägt vom Gestein keine Materie mehr ab; seine Permeabilität verharrt auf dem gewünschten Niveau.

Die Kurve B der Fig. 6 zeigt die sehr schnelle Umkehr des pH-Werts des Gefüges, die man beim Arbeiten unter diesen Bedingungen erhält.

Die drei oben angegebenen Schritte sollen nacheinander ablaufen; der zweite Schritt (Einspritzen der Salzlösung) wird verwirklicht, sobald die chemische Behandlung durch Auslaugen es ermöglicht hat, die gewünschte Globalperme abilität zu erreichen.

Claims

1. Verfahren zum Verbessern der Permeabilität von Ge steinen, für die Erzeugung von Wärmeenergie nach der Hoch energie-Geothermie, dadurch gekennzeichent, daß nacheinander:

a) das Gestein einer chemischen Auslaugbehandlung durch Einspritzen einer Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid über einen begrenzten Zeitraum unter worfen wird;
b) eine Salzlösung eingeführt wird, und
c) die Zirkulation eines Wärmeträgerfluids durch das Gestein hergestellt wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichent, daß die Auslaugbehandlung mittels einer hydroalkoholischen Lösung von Natriumhydroxid oder Kaliumhydroxid ausgeführt wird.

3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid verwendet wird, deren NaOH-Konzen tration zwischen 1 und 30 Gewichts% gewählt wird.

4. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß eine hydroalkoholische Kalium hydroxidlösung verwendet wird, deren KOH-Konzentration zwischen 5 und 30 Gewichts% beträgt.

5. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß eine hydroalkoholische Lösung von Natriumhydroxid, deren NaOH-Konzentration zwischen 2 und 10 Gewichts% liegt, angewendet wird.

6. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß eine wäßrige Lösung von Natriumhydroxid in Äthanol mit einer Äthanolkonzentration zwischen 5 und 50 Volumen% verwendet wird.

7. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß eine wäßrige Lösung von Natriumhydroxid in Äthanol mit einer Äthanolkonzentration zwischen weniger als 25 Volumen% verwendet wird.

8.Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß sich an die chemische Auslaugbehandlung das Einspritzen einer wäßrigen Lösung von Natriumchlorid oder Kaliumchlorid in die Formation an schließt.

9. Verfahren nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, daß eine Natriumchloridlösung einge führt wird, deren Natriumchloridkonzentration zwischen 2 und 30 Gramm pro Liter beträgt.