Numerische und modellphysikalische Untersuchungen zu innovativen Frac-Technologien mit alternativem Frac-Fluid für Tight-Gas-Formationen auch bei Re-Frac-Optionen

Die genannten alternativen Frac-Fluide bringen auf Grund ihrer physikalischen Eigenschaften (Viskosität, Dichte) einige technische Herausforderungen mit sich, wie z.B. hohe Drücke am Bohrlochkopf. In diesem Projekt sollen unterschiedliche Szenarien an einem Fallbeispiel simuliert werden, um die Umsetzbarkeit für deutsche Tight-Gas-Lagerstätten zu überprüfen und die Verfahren zu optimieren.

Die Verwendung von wasserbasierten Frau-Fluiden hat eine lange Geschichte. Ihre Nachteile werden im Zuge der fortschreitenden Erschließung von Tight-Gas-Formationen immer deutlicher. Das Hauptproblem ist der langsame Flow-back, der die Absetzung des Stützmittels erlaubt. Die Lösung dieser Probleme ist die Ersetzung der wasserbasierten Frac-Fluide durch alternative Frac-Fluide, wie flüssiges Gas (CO2, N2), LPG (Liquefied Petroleum Gas z.B. Propan oder Butan), Schaum, energetisierte Fluide, Methanol oder Emulsionen. Diese alternativen Frac-Fluide haben zwar unterschiedliche Eigenschaften, ihnen gemeinsam ist jedoch die Verwendung von Gas als Hauptkomponente des Frac-Fluides. Gas hat normalerweise eine niedrige Viskosität und eine große Ausdehnungsfähigkeit, so dass die Frac-Schließung beschleunigt und die Absenkung des Stützmittels verhindert werden kann.