Репортаж от Wedoany，Диоксид хлора (ClO₂) благодаря своей сильной окислительной способности эффективно устраняет отложения, биопленки и закупорки тяжелыми углеводородами в нетрадиционных скважинах с гидроразрывом. Серия полевых испытаний, проведенных в бассейне Пермского бассейна (Permian Basin), показала, что эта технология позволяет значительно повысить забойное давление и коэффициент извлечения нефти.
Результаты испытаний по повторной интенсификации добычи с использованием диоксида хлора на 10 скважинах показали, что среднее забойное давление увеличилось на 76%. На основе этого на более чем 40 скважинах было выполнено свыше 60 обработок, при этом забойное давление в целом повысилось на 70–300%. Анализ добычи показал, что коэффициент извлечения (RF) на большинстве скважин формации Wolfcamp превысил 10%. Средний коэффициент извлечения нефти на шести обработанных скважинах составил 12%, что на 42% выше, чем до обработки; средний коэффициент извлечения газа составил 20%, увеличившись на 69%.
В случае скважины B-1 в формации Wolfcamp B округа Пекос (Pecos County), которая эксплуатировалась с использованием электроцентробежного насоса (ЭЦН), начальная добыча началась в мае 2022 года. После первой обработки диоксидом хлора дебит увеличился с 180 баррелей/сут до 400 баррелей/сут; вторая обработка через 12 месяцев увеличила дебит со 145 баррелей/сут до 225 баррелей/сут. После первой обработки статическое забойное давление (BHP) увеличилось с примерно 975 psi до 3 580 psi; после второй обработки — с 1 210 psi до 2 700 psi. За 30 дней после первой обработки было добыто 6 600 баррелей нефти, а за 30 дней после второй обработки — дополнительно 3 500 баррелей. На соседней скважине B-2 после обработки газовый фактор (GOR) увеличился с 230 Mscfd до 650 Mscfd, что указывает на повторное соединение газонасыщенных зон пласта, ранее изолированных из-за отложений и других загрязнений. В округе Ривз (Reeves County) на шести скважинах было проведено 10 обработок диоксидом хлора, что позволило дополнительно добыть около 480 000 баррелей нефти и 5,3 bcf (1,385 MMboe), при общей стоимости обработок около 900 000 долларов США.
Диоксид хлора, являясь нестабильным газом, обычно генерируется на месте путем реакции водного раствора хлорита натрия с кислотой и растворяется в воде для использования в нефтепромысловых операциях. Он зарегистрирован Агентством по охране окружающей среды США (EPA) как дезинфицирующее и бактерицидное средство, способное разрушать биопленки, и разлагается на безвредные вещества в течение нескольких часов после реакции. Компания ExxonMobil использовала его для удаления остатков бурового раствора, полимеров-депрессоров и других веществ, снижающих проницаемость. При совместном использовании с соляной кислотой (HCl) диоксид хлора может разлагать отложения, такие как сульфид железа, сульфат бария, сульфид стронция и кальцит, которые снижают приемистость или продуктивность, а также удерживать парафины и асфальтены в растворе для последующего выноса. Для удаления биомассы требуется концентрация диоксида хлора около 4 000 ppm в сочетании с нано-ПАВ.
В процессе обработки критически важно использование отклонителей. Без отклонителя обрабатывающая жидкость будет следовать по пути наименьшего сопротивления, минуя зоны повреждения. Распространенные методы отклонения включают гелеобразную кислоту, каменную соль и растворимые биополимерные шарики, причем биополимерные шарики обеспечивают эффективное отклонение в более чем 90% обработок.
В конкретном случае скважина A-0 в округе Ривз (Reeves County) бассейна Делавэр (Delaware Basin) была ранее остановлена и считалась кандидатом на ликвидацию. После интенсификации добычи диоксидом хлора с кислотой в январе 2023 года дебит нефти и газа увеличился с примерно 1 барреля/сут до остановки до 125 баррелей нефтяного эквивалента/сут. За 18 месяцев накопленная добыча увеличилась с примерно 623 000 баррелей нефтяного эквивалента до 870 000 баррелей нефтяного эквивалента. Диагностический анализ давления (PDA) показал, что после интенсификации скважина восстановила линейный поток, что указывает на то, что снижение добычи в предыдущие годы было вызвано в основном повреждением, а не истощением пласта; эта тенденция наблюдалась примерно на 60–70% обработанных скважин.
Аналогичные результаты были получены на скважине A-10, эксплуатируемой с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН). До обработки дебит скважины составлял около 90 баррелей/сут, после первой обработки он увеличился до 187 баррелей/сут. Через 15 месяцев была проведена вторая обработка, в результате которой дебит увеличился с 60 баррелей/сут до 125 баррелей/сут. Анализ показал, что конечные извлекаемые запасы (EUR) нефти увеличились на 48% — с примерно 273 000 баррелей до 395 000 баррелей. Снижение добычи после второй обработки было меньше, чем после первой, а период линейного потока был длиннее, что указывает на дальнейшую очистку ствола скважины.
Что касается экономической эффективности, исследовательская группа сравнила обработку диоксидом хлора с традиционным повторным гидроразрывом (refrac). В качестве примера была взята скважина Well R в округе Калберсон (Culberson County) бассейна Пермского бассейна (Permian Basin), дебит которой упал до менее 20 баррелей нефтяного эквивалента/сут при обводненности до 99%. Оператор провел на ней интенсификацию диоксидом хлора, общая стоимость которой составила 790 000 долларов США. За первые 30 дней после обработки (IP30) дебит составил около 230 баррелей нефтяного эквивалента/сут и 1,7 MMscfd, что соответствует 65% от начального дебита в 2015 году; накопленная добыча углеводородов за 9 месяцев после обработки превысила накопленную добычу за 9 месяцев после первоначального заканчивания. Для сравнения, гипотетический сценарий повторного гидроразрыва, требующий установки новой обсадной колонны, цементирования и услуг по интенсификации, оценивался в 3 806 000 долларов США. Хотя абсолютная добыча нефти при обработке диоксидом хлора была ниже, чем при повторном гидроразрыве, срок окупаемости инвестиций составил всего 65 дней (по сравнению с примерно одним годом для повторного гидроразрыва), чистая приведенная стоимость (NPV) за 5 лет составила 2,1 миллиона долларов США (по сравнению с 1 миллионом долларов США для повторного гидроразрыва), а рентабельность инвестиций (ROI) достигла 3,95, что в 2,7 раза превышает показатель для сценария повторного гидроразрыва (1,45).
Эти результаты исследований основаны на серии докладов, опубликованных на конференциях SPE и по технологии гидроразрыва (SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857), авторами которых являются P. Dalamarinis и S. Fusselman и другие, и подробно обосновывают потенциал применения диоксида хлора в качестве реагента для повторной интенсификации нетрадиционных горизонтальных скважин.
Данный материал скомпилирован платформой Wedoany. При цитировании материалов, созданных с помощью искусственного интеллекта (ИИ), необходимо обязательно указывать источник — «Wedoany». В случае выявления нарушения прав или иных проблем просим своевременно информировать нас. Сайт оперативно внесёт изменения или удалит материал.Электронная почта: news@wedoany.com
