Химическое стимулирование газодобывающей . скважины, заблокированной жидкостью (стр. 1 )

Химическое стимулирование газодобывающей
скважины, заблокированной жидкостью

Химическое стимулирование газодобывающей
скважины, заблокированной жидкостью

Руководство по применению стимулирующего
состава для газовых скважин 3M™ WS-1200

Примечание. Настоящее руководство предназначено для предоставления пользователям продукта базовой информации, которую можно применять в ходе проведения оценки, обработки, а также устранения неисправностей в процессе использования стимулирующего состава для газовых скважин 3M™ WS-1200. Предоставляемая информация является обобщенной и сводной по своей природе, и предлагается в целях помощи пользователю. Проведение любой процедуры на действующей нефтяной или газовой скважине требует участия высококвалифицированных специалистов, которые должны оценить риски и разработать безопасный и эффективный протокол обработки. Информацию, содержащуюся в руководстве, следует применять совместно с принятыми правилами обеспечения безопасности, а также с учетом знаний, имеющихся у квалифицированного специалиста по безопасности. Данная информация не должна заменять тщательного изучения пользователем уникальных ситуаций и условий, связанных с использованием продуктов 3М. Пользователь сам несет ответственность за принятие решения о том, является ли данная информация соответствующей и подходящей для конкретного использования и конкретной области применения.

Содержание

Технологический и экономический обзор. 3

Типичная газовая скважина для проведения обработки. 4

Проанализированные составы.. 5

Активный ингредиент GWS. 6

Смеси растворителей. 6

Поставка продукта. 7

Анализ жизненного цикла продукта в окружающей среде. 7

Процесс смешивания состава 3М для обработки газовой скважины.. 9

Смешивание активного ингредиента со 100%-ным по весу содержанием твердых веществ. 9

Процедура приготовления смеси: 9

Планирование обработки скважины.. 10

Состояния скважины, при которых возможна обработка. 10

Процедура обработки. 11

На что следует обращать внимание при обработке скважины.. 12

Результаты полевых испытаний. 12

Полевое испытание: Скважина Elbert 12

Полевое испытание: Скважина Mike. 13

Полевое испытание: Скважина Daily 4–6. 15

Длительность эффекта полевых испытаний. 16

Часто задаваемые вопросы.. 17

Ссылки. 18

. 19

Исследования экстракции полимеров для смеси L-19973. 20

Приложение B — паспорт безопасности материала (MSDS) 22

Введение

Компания 3М в сотрудничестве с Университетом Техаса в г. Остин разработала метод химической стимуляции скважин для добычи природного газа. Технология хорошо показала себя при лабораторных испытаниях, проведенных в компании 3М, в Университете Техаса в г. Остин, а также в независимой лаборатории. Полевые испытания были проведены в США, Латинской Америке, на Ближнем Востоке и в Северном море. Активный ингредиент, стимулирующий состав для газовых скважин (3M™ Gas Well Stimulant WS-1200), представляет собой фторсодержащий материал, подобранный для изменения смачиваемости поверхности песчаника, придающий ему промежуточную смачиваемость и, следовательно, уменьшающий его смачивание как водой, так и углеводородами, что способствует увеличению протока газа и жидкости.

Настоящее руководство составлено для того, чтобы дать пользователям базовые знания о данной технологии и помочь определить, возможно ли использование этой технологии в конкретных полевых условиях для достижения целей, поставленных пользователями.

Технологический и экономический обзор

Новый вид обработки с использованием стимулирующего состава для газовых скважин 3M WS-1200 в смеси с полярными растворителями предназначен для повышения дебита газовой скважины, заблокированной конденсатом и/или водой. Также в полевых испытаниях было установлено повышение продуктивности скважин для добычи летучей нефти. В лабораторных экспериментах, имитирующих сухие газовые скважины, показано, что чем ранее в ходе жизненного цикла скважины будет проведена обработка, тем большими будут полученные преимущества. Данная обработка может стать более экономичным, эффективным и длительным по эффекту способом стимуляции заблокированных жидкостью газовых скважин, чем традиционные методы, такие как гидравлический разрыв пласта и обработка растворителями.

При данной обработке происходит растворение и замещение солевого раствора и конденсата внутри породы или на поверхности гидроразрыва, и изменяется смачиваемость песчаника или расклинивающего агента. Состав не вступает в химическую реакцию, а взаимодействует с субстратом, присоединяясь к нему в условиях газоносного пласта биполярными связями. На рис. 1 схематично представлено присоединение состава для стимуляции газовых скважин 3М 1200 к кремнеземистой поверхности. Фторсодержащий хвост активного вещества отходит от поверхности песка и изменяет смачиваемость поверхности субстрата, сводит к минимуму капиллярное давление и уменьшает остаточные насыщения воды и углеводорода. В результате увеличивается относительная проницаемость для газа и нефти. В лабораторных экспериментах при имитации встречающихся на практике давлений, температур и скоростей потока, применение состава для стимуляции газовых скважин 3M™ WS-1200 позволило увеличить скорость протока в 1,75–3,0 раза на продолжительное время. В лабораторных условиях было показано, что обработанная порода выдерживала последующий проток газоконденсатной жидкости в объемах, в тысячи раз превышающих объемы пор.

Для решения проблем закупорки скважин газовым конденсатом или водой применяются такие стимулирующие методы, как гидравлический разрыв пласта или закачка газа и растворителя. Одно из ограничений метода гидравлического разрыва состоит в том, что когда давление в разрыве падает ниже точки конденсации, в самом разрыве может скапливаться существенное количество ретроградного конденсата, уменьшающего продуктивность скважины. Обработка растворителями дает временный эффект и может усугубить проблему закупорки скважины на дальнейших этапах ее жизненного цикла. Закупорка начинает снова образовываться сразу же после обработки растворителями — эта процедура представляет собой процесс очистки, не влияющий на смачиваемость камня. Стимулирующий состав для газовых скважин 3M™ WS-1200 позволяет снизить повторную закупорку как в скелетной породе-песчанике, так и в разрывах скважины, заблокированной жидкостью. Преимущество обработки материалом WS-1200 состоит в том, что продолжительность ее эффекта составляет до двух лет, и такая обработка значительно уменьшает повторную закупорку конденсатом и водой. В результате данной обработки происходит чистка растворителем, а откладывание активного ингредиента на поверхности камня обеспечивает длительный срок действия. Данный состав может стать экономичным стимулирующим материалом длительного действия для старых скважин со снижением продуктивности, которое обусловлено закупоркой жидкостью.

Типичная газовая скважина для проведения обработки

По мере разработки газоносного пласта давление в залежи падает из-за исчерпания газа. Во многих случаях, когда давление падает ниже определенного значения, достигается давление насыщения, или точка конденсации, и образуется ретроградный конденсат. С течением времени почти все газовые скважины достигают такого момента, когда выход газа падает из-за накопления конденсата или обводнения вблизи ствола скважины. В конце концов закупорка делает эксплуатацию скважины нерентабельной. Жидкий конденсат образуется из газовой фазы и далее захватывается капиллярными силами или задерживается в камне из-за малой подвижности жидкости. Захваченная жидкость блокирует поры в породе, что снижает продуктивность скважины.

Поскольку самое большое падение давления в пласте происходит вблизи добывающих скважин, явление образования конденсата обычно начинается вблизи ствола скважины. Образование конденсата приводит к накоплению жидкости вокруг ствола, и тот теряет эффективную проницаемость для газа. Конденсат также имеет недостаточную подвижность, чтобы стекать в направлении скважины. Потеря продуктивности скважины из-за ее закупорки жидкостями богатых газовых конденсатов представляет собой хорошо известную в отрасли проблему. В зависимости от состава жидкостей пласта, давления и температуры, выпадение жидкости из газовой фазы может достигать 30–40% (жидкость богатого газового конденсата). Накопление, составляющее всего 1%, может значительно снизить продуктивность скважины. Согласно имеющимся данным, продуктивность скважин в результате накопления газового конденсата падает в 2–4 раза.

Газоконденсатный коллектор

Ток только газа

Следы жидкости

Ток смеси газа и жидкости

Зона с одной газовой фазой

Зона вблизи ствола скважины

Рис. 2. Схема образования газового конденсата.

На рис. 2 схематично показаны вертикальный ствол скважины и близлежащая порода. Темно-синей линией (Pav.) показано падение давления у ствола скважины. Синяя линия (Swi) демонстрирует увеличение накопления жидкости вблизи ствола скважины в результате ретроградной конденсации. Когда вода и/или конденсат скапливаются вблизи ствола скважины, относительная проницаемость скважины для газа уменьшается, вследствие чего снижается выход газа.

Проанализированные составы

Составы, подвергавшиеся тестированию в лабораторных и полевых условиях, подбирались с целью очистки ствола скважины от закупоривающих жидкостей и внесения активного ингредиента на поверхность породы или расклинивающего агента. Базовые составы содержали 2% по весу активного ингредиента (стимулирующий состав для газовых скважин 3M™ WS-1200) и 98% по весу смешивающихся с водой и углеводородами растворителей, например, спиртов или эфиров пропиленгликоля. Подробные описания активного ингредиента и проанализированных смесей представлены ниже.