Химическое стимулирование газодобывающей . скважины, заблокированной жидкостью (стр. 3 )

Процесс смешивания состава 3М для обработки газовой скважины

Смеси растворителей, указанные в качестве примеров в предыдущем разделе, получаются в результате простого процесса смешивания. В данном разделе описывается смешивание активного материала WS-1200 для получения состава L-19945C, который использовался в полевых испытаниях. Данное обобщенное описание процесса приводится только для иллюстрации, его использование в качестве производственной процедуры не предполагается. Квалифицированный инженер-технолог должен на основе приводимых инструкций разработать подробный процесс, дополненный анализом возможных опасностей. Специалист по смешиванию несет ответственность за соблюдение всех применимых инструкций по безопасности и за выполнение всех требований по утилизации, относящихся к данному процессу. Информацию о надлежащем обращении с материалом и об его утилизации см. в паспорте безопасности (MSDS) материала WS-1200 (приложение).

Смешивание активного ингредиента со 100%-ным по весу содержанием твердых веществ

Стимулирующий состав для газовых скважин 3M™ WS-1200 содержит 97% активного твердого вещества. В результате описанной ниже процедуры получается раствор, содержащий 2% по весу активного твердого вещества, 29% по весу изопропилового спирта и 69% по весу пропиленгликоля.

Рецептура и ингредиенты для приготовления партии 1000 кг (~6,3 баррелей)
Вес (кг)	% по весу	№ C. A.S.	Описание
20	2%	Коммерческая тайна	Активный ингредиент 3M
290	29%	67-63-0	Изопропиловый спирт, чистота 95%
690	69%	57-55-6	Пропиленгликоль, чистота 99%

Процедура приготовления смеси:

Смешивание можно производить при нормальной температуре и давлении в достаточно вместительном баке с механическим перемешиванием.

Использовать нагрев для полноты смешивания не требуется. При смешивании тепло не выделяется. Указанный порядок введения компонентов очень важен для получения смеси надлежащего качества, и его следует соблюдать.

Примечание. Изопропиловый спирт чрезвычайно огнеопасен. При работе с ним следует соблюдать все надлежащие меры предосторожности. Изучите процедуры использования азота, заземления резервуаров и бочек, локализации паров, и обеспечьте соблюдение этих процедур.

1.  Бак должен быть чистым и сухим.

2.  Заполните бак азотом. Доведите избыточное давление азота до 15 фунтов на кв. дюйм, а затем провентилируйте. Повторите процесс, выполнив в общей сложности три продувки.

3.  Залейте в бак изопропиловый спирт.

4.  Запустите перемешивание в баке. Рекомендуемый диапазон скоростей перемешивания 30–60 об/мин.

5.  Продолжая перемешивание, добавьте к изопропиловому спирту материал WS-1200.

6.  Продолжая перемешивание, добавьте пропиленгликоль.

7.  Для завершения приготовления смеси продолжайте перемешивание в течение 1 часа.

8.  Упакуйте готовый раствор в соответствии с требованиями. Готовый раствор огнеопасен. Необходимо соблюдать все меры предосторожности, чтобы упаковка соответствовала всем применимым требованиям.

Отходы от очистки бака после смешивания следует утилизировать на предприятии, имеющем разрешение на утилизацию опасных отходов, и сжечь в печи для сжигания опасных отходов, для которой имеются соответствующие разрешения (рекомендации по утилизации приводятся в паспорте безопасности материала WS-1200).

Планирование обработки скважины

Стимулирующий состав для газовых скважин 3M™ WS-1200 изменяет смачиваемость песчаниковых пород и кремнеземистых расклинивающих агентов. Обработку можно применять для скважин и гидроразрывов, закупоренных конденсатом, летучей нефтью и/или водой. Состав также эффективен при обработке сухих газовых скважин, в которых спад продуктивности из-за закупорки еще не произошел. Обработка неэффективна в пластах известняка, за исключением мест, где пласт разрывается с помощью кремнеземистой керамики или песка.

Состояния скважины, при которых возможна обработка

В Таблице 1 показаны некоторые состояния, при которых обработка была протестирована и оказалась эффективной. Первоначальные работы в полевых условиях выявили предпочтительные диапазоны, которые также указаны в таблице.

Таблица 1.

Состояние	Диапазон состояний, протестированных в лаборатории	Диапазон при полевых испытаниях
Температура пласта	60–161 oС (140–322 oF)	60–138 oС (140-280 oF)
Проницаемость	0,1–570 мД	>1 мД
Swi (остаточная водонасыщенность)	1-80%	<30%
Содержание соли	0–230 000 ppm
Смачиваемость породы	Смачиваемая водой	Смачиваемая водой или нефтью, но не промежуточная смачиваемость

Диапазоны при полевых испытаниях представляли собой диапазоны, наиболее изученные при тестировании в лаборатории и в полевых условиях. Поскольку цель обработки состоит в изменении смачиваемости породы до промежуточного состояния, обработка не даст существенных преимуществ для породы, уже имеющей промежуточную смачиваемость.

Другие состояния скважины, которые следует учитывать:

Если снижение продуктивности скважины не обусловлено закупоркой жидкостями, то обработка с помощью WS-1200 не является уместной. Если скважина заполнена жидкостью, необходимо использовать метод коррекции с искусственным подъемом.

Был разработан наглядный тест совместимости, позволяющий определить, можно ли произвести обработку для заданной зоны. Этот тест был создан не для того, чтобы прогнозировать реальное улучшение, но для того, чтобы определить совместимость обработки с жидкостями, присутствующими в данном газоносном пласте. Тест ориентирован на растворимость активного ингредиента в условиях скважины, таких как температура, остаточная водонасыщенность, содержание соли (TDS) и состав (содержание конкретных ионов). Между этими переменными факторами существует сложное взаимодействие, которое определяет а) можно ли использовать конкретный состав, б) нужно ли создавать новый состав, или с) может ли предварительная промывка помочь улучшить совместимость. Например, в высокотемпературной скважине допустимым является меньшее содержание воды или соли, чем в низкотемпературной скважине. Пользователь должен убедиться в том, что выбранная смесь растворителей совместима с условиями конкретной скважины.

Важно знать химическую предысторию скважины — рецептуру бурового раствора, остаточные гели от гидроразрывов, материалы, адсорбированные на породе, обработку асфальтенами/восками или асфальтеновое/восковое разделение в области, прилегающей к стволу скважины, и т. д. В результате всего этого химические вещества (искусственные или природные) адсорбируются на породе, и для адсорбции WS-1200 остается меньше участков. В таких случаях может потребоваться предварительная обработка.

Для расчета объема обработочного раствора, как в случае гидроразрыва, так и в случае определенного радиального расстояния от ствола скважины, следует использовать стандартные расчетные методы. Важно учесть, что может возникнуть необходимость увеличения объема активного ингредиента при очень низкой проницаемости или высокой площади обрабатываемой поверхности.

После закачки и проталкивания обработочного раствора в породу, скважину, как правило, перекрывают минимум на 12 часов. После периода перекрытия эксплуатацию скважины можно продолжить. Из скважины вместе с обычными жидкостями будут выделяться закачанные жидкости. Следовательно, в скважине должно сохраняться достаточное давление, чтобы выбросить эти жидкости. Если давление в скважине низкое, может потребоваться искусственный подъем в какой-либо форме. Предпочтительно, обработку следует проводить на скважинах, способных выбросить жидкость.

Процедура обработки

В данном разделе описываются основные этапы обработки песчаниковой скважины для добычи природного газа с использованием рецептуры, содержащей стимулирующий состав для газовых скважин 3M™ WS-1200. Указанные этапы обработки не должны служить заменой или модификацией необходимых правил техники безопасности, применяемых для обеспечения безопасности при работах на скважине, и каждая из таких работ должна предусматривать соблюдение применимых правил техники безопасности и должна производиться в соответствии со всеми применимыми требованиями законодательства. Для любых работ на скважине необходимо, чтобы квалифицированные специалисты провели предварительный анализ и проектирование, и таким образом разработали безопасную и эффективную процедуру для конкретной скважины.

Процедура использования рецептуры, содержащей стимулирующий состав для газовых скважин 3M WS-1200, сходна со стандартной процедурой обработки растворителями. Применяются следующие обобщенные этапы:

Оценка функционирования скважины Определение базовой продуктивности скважины до обработки Выбор обработочного раствора Определение объема используемого обработочного раствора и тщательный анализ способности скважины выбросить обратно жидкость, введенную при обработке. Проектирование процедуры обработки при тщательном учете норм охраны труда, пожарной безопасности, безопасности окружающей среды и непрерывной работы скважины. Закачка обработочного материала в скважину при давлении, как минимум, на 1000 фунтов на кв. дюйм (psi) ниже давления гидроразрыва пласта. При обработке скелетной породы можно использовать продувку азотом, чтобы выдавить обработочный раствор из оборудования в породу, окружающую ствол скважины, или в гидроразрыв. Объем азота в этом случае должен быть, по меньшей мере, равен объему обработочного раствора.

При обработке разорванного пласта необходимо закачивать азот дважды. При первой продувке объем азота должен быть равен объему ствола скважины, и он используется для выдавливания обработочного раствора из ствола скважины в гидроразрыв. Обработочному раствору дают впитаться в течение 12–16 часов. При второй продувке объем азота должен быть, по меньшей мере, равен объему обработочной смеси, и он используется для выдавливания обработочной смеси в поверхность гидроразрыва. Обработочному раствору дают впитаться в течение от 12 до 16 часов, предпочтительно, целую ночь. Затем следует перезапуск скважины и возобновление добычи

На что следует обращать внимание при обработке скважины

Объем обработочной смеси должен быть меньше объема задавочной жидкости для обрабатываемой скважины, т. е. скважина должна быть способна выбросить обратно обработочную смесь. Скважина не должна быть залитой жидкостью. Залитые жидкостью скважины, как правило, находятся на слишком поздней стадии жизненного цикла, стимуляция составом для газовых скважин 3M™ в этом случае не будет эффективна. Если скважина не может выбросить жидкости, возникающие в ней естественным образом, она, вероятно, не сможет выбросить и дополнительно введенный обработочный раствор, а также те жидкости, которые будут при обработке выделяться из скелетной породы или гидроразрыва. Некоторые скважины, залитые жидкостями, все же могут быть обработаны. Это касается тех скважин, в которых предусмотрены внешние средства отвода жидкостей, такие как газовые рубашки, сифоны и плунжерные подъемные механизмы. Тем не менее, для этого необходима оценка со стороны квалифицированного специалиста, знакомого как с процессом добычи из залитых жидкостями скважин, так и с функционированием данной конкретной скважины.

Результаты полевых испытаний

Несколько полевых испытаний обработочных жидкостей, содержащих WS-1200, было проведено в промышленных масштабах. Испытания проводились на Ближнем Востоке, в Северном море, Южной Америке и Северной Америке. Обработке были подвергнуты многочисленные высокопродуктивные скважины за пределами США. Крупные операторы профинансировали проведение испытаний за границей. В соответствии с имеющимися соглашениями о конфиденциальности, раскрытию подлежат только данные, полученные при испытаниях на территории США. Три испытания в США проводились на скважинах с гидроразрывом, оператор Trueblood Resources, Inc. Денвер, штат Колорадо. Скважины были расположены в северо-западной части штата Оклахома, округа Бивер и Эллис. Два испытания производились в 2008 г. и одно — в 2009 г. При первом испытании обработка была относительно небольшой, и дала положительные результаты на скважине, носящей название Elbert. Второе испытания было проведено в декабре 2008 г. на скважине Mike. После обработки добыча газа из скважины Mike увеличилась в 3–5 раз, и из скважины Mike начал выбрасываться конденсат. Третье полевое испытание в США в сотрудничестве с оператором Trueblood проводилось на скважине Daily 4–6.