Transcript Cleanup III

Протокол Трехфазного Сжатия
Нефтяных Скважин
Обработка парафинов и
асфальтенов в скважине
Petro-Genesis
Продвинутая добыча нефти
Процесс трехфазной обработки
Стимуляция скважин
Технологии ПетроГенезис
обеспечивают экологически чистые
решения добычи углеводородов.
Будь то очистка резервуаров от
шлама, ликвидация парафинов в
трубопроводах, рекультивация
почвы или стимуляция скважин,
наши решения эффективны, что
было доказано как в лабораторных,
так и в полевых условиях.
Данная презентация посвящена
стимуляции скважин благодаря
переводу в жидкое состояние
парафинов и асфальтенов.
Наша цель: Стимуляция Скважин
Трехфазный процесс обработки
Стимуляция скважин
Пример Трехфазного Протокола «Сжатия»
1. Начинайте приготовление 600 галлонов раствора Микрофазных бактерий HCD за 24
часа до до обработки скважины.
2. Перекройте задвижку на выкидной линии к резервуарам хранения добытой нефти;
произведите регулировку задвижек для обработки методом «сжатия».
3. Закачайте в скважину 17 бочек по 55 галлонов Много-поточного препарата HCD.
4. Закачайте в скважину 600 галлонов раствора Микрофазных бактерий HCD.
5. Закачайте в скважину 300 – 1500 галлонов солоноватой воды (плотность 9,5
фунтов/галлон) или создайте избыточное давление азотом для достижения проникновения
смеси препаратов на расстояние 30 - 60 метров вглубь пласта.
6. Выведите скважину из работы на 24 – 72 час, поддерживая верхнее давление (если
примененимо).
7. Через 24 – 72 часа отрегулируйте задвижки для нормальной работы и откройте задвижку
на выкидной линии к резервуарам для хранения нефти или распределительному узлу.
Начинайте замерять улучшения в добыче газа и нефти.
8. Повторяйте обработку каждые 6 месяцев.
Процесс трехфазной обработки
Шаг 1: Выращивание микрофазных бактерий
Смешайте 7 фунтов Микрофазных
бактерий HCD и 15 галлонов Биопитательных веществ HCD в 600
галлонах воды.
+
35-40 оС Вода бех хлора
H2O
2-3 мг/л O2
600 галлоная емкость
Циркулируйте 24 часа
Pump
Процесс трехфазной обработки
Шаг 2: Подготовка скважины к сжатию
Регулировка (открытие/закрытие)
задвижек на устье скважины
зависит от конкретной
конфигурации скважины и
насосного оборудования,
необходимого для выполнения
протокола. «сжатия».
Проконсультируйтесь с
инженерной службой нефтяного
месторождения для требуемой
регулировки.
Выкидная линия
Задвижка
закрыта
Затрубная линия
Задвижка
закрыта
Well pump on
Recirculate
24 Hrs
Обсадная
колонна
НКТ
ПЕРФОРАЦИЯ
ПЛАСТ
Процесс трехфазной обработки
Шаг 3: Закачка в скважину Многопоточного препарата HCD
Закачайте в скважину
Многопоточный препарат
HCD - 17 бочек по 55
галлонов.
Выкидная линия
Задаижка
закрыта
Затрубная линия
Задвижка
закрыта
Well pump on
Recirculate
24 Hrs
Обсадная
колонна
НКТ
ПЕРФОРАЦИЯ
ПЛАСТ
Препарат может быть
закачен в НКТ или в
затрубное пространство
скважины в зависимости от
регулировки принятого
протокола метода
«Сжатия»
Процесс трехфазной обработки
Шаг 4: Закачка в скважину микрофазных бактерий HCD
Закачайте в скважину 600
галлонов Микрофазных
бактерий HCD.
Выкидня линия
Задвижка
закрыта
Затрубная линия
Задвижка
закрыта
Well pump on
Recirculate
24 Hrs
Обсадная
колонна
НКТ
ПЕРФОРАЦИЯ
ПЛАСТ
Продукт может быть
закачен в НКТ или в
затрубное пространство
скважины в зависимости от
принятого протокола
метода «Сжатия».
Процесс трехфазной обработки
Шаг 5: Закачка в скважину солоноватой воды или азотаl
Закачайте в скважину 300
– 1500 галлонов
солоноватой воды
(плотность 9,5
фунтов/галлон) или
накройте скважину азотной
крышкой*.
Выкидная линия
Задвижка
закрыта
Затрубная линия
Задвижка
закрыта
Well pump on
Recirculate
24 Hrs
Обсадная
колонна
НКТ
ПЕРФОРАЦИЯ
Целью является сжатие
препаратов в пласт на
расстояние 30 – 60 метров
ПЛАСТ
* Рекомендуется поддерживать перепад давления минимум на 1,4 Мпа (200 PSI) выше, чем на дне скважины. Однако, если
заказчик определил и было доказано, что и другой перепад давления безопаснен и эффективен для технологии «сжатия»
для данной скважины, то этот другой перепад давления может быть использован для регламента «сжатия».
Процесс трехфазной обработки
Шаг 6: Выключение скважины из работы на 24-72 часа
Выключите скважину из
работы на 24-72 часа в
зависимости от требований
заказчика к дебиту
скважины.
Выкидная линия
Задвижка
закрыта
Затрубная линия
Задвижка
закрыта
Well pump on
Recirculate
24 Hrs
Обсадная
колонна
НКТ
ПЕРФОРАЦИЯ
ПЛАСТ
Выключите скважину из
работы минимум на 24
часа. Остановка скважины
до 72 часов может
обеспечить более лучшие
результаты.
Процесс трехфазной обработки
Шаг 7: Перерегулировка задвижек для возвращения скважины в работу
После 24-72 часов
перерегулируйте задвижки,
открытая задвижку на
выкидной линии для
нормальной работы
скважины и подачи нефти в
резервуары хранения или
распределительный узел.
Выкидная линия
Задвижка
открыта
Затрубная линия
Задвижка
закрыта
Well pump on
Recirculate
24 Hrs
Обсадная
колонна
НКТ
ПЕРФОРАЦИЯ
ПЛАСТ
Отслеживайте
производительность
скважины в течение
следующих 6 месяцев.
Повышение дебита
скважины можно ожидать
уже в первый месяц.
Многопоточный препарат HCD
Мноопоточный препарат HCD переводит твердую матрицу
парафина в жидкое состояние. Многопоточный препарат
HCD не является растворителем ; он снижает вязкость /
повышает плотность в градусах Американского Нефтяного
Института (АНИ) и создает фазовый переход парафина так,
что даже при низких температурах парафин будет
держаться в жидком состоянии. (На практике,
Многопоточный препарат HCD эффективно применялся на
месторождениях даже при температурах ниже - 45 оC) .
Важно отметить, что Многопоточный препарат HCD
разжижает парафин. При этом, при переходе парафина в
жидкое состояние, не происходит осаждение парафина в
трубопроводах и резервуарах, что имеет место при
применении горячей нефти. Таким образом, уровень
парафина также будет уменьшаться не только в скважине,
но и в выкидных линиях и в резервуарах для хранения нефти.
Многопоточный препарат HCD полностью биоразлагаемый.
Микрофазные бактерии HCD
Микрофазные бактерии HCD представляют собой
уникальную смесь из 21 активных аэробных и
факультативных штаммов бактерий. Микрофазные
бактерии HCD растут и активируются из расчета 5 фунтов
бактерий на каждые 300 литров не хлорированной воды;
кроме того, в качестве «источника пищи» для
Микрофазных бактерий HCD добавляется 5 галлонов Биопительных веществ HCD на 300 галлонов воды.
Содержимое в ёмкости аэрируется и рециркулируется в
течение 24 часов, пока количество колоний аэробных
бактерий не достигнет от 107 до 109 КОЕ / мл.
Штаммы бактерий являются специфическими для
отложений парафина и асфальтенов в пласте. После
закачки бактерий в скважину, они будут искать и
разжижать асфальтены и парафины, продлевая
увеличение уровня добычи нефти и газа. Как только
источник пищи иссякнет, бактерии погибнут и превратятся
в золу.
Одно последнее замечание
Асфальтены
Асфальтены содержат кольцевую структуру бензола. Асфальтены образуют аморфное
твердое вещество (а не кристаллические отложения), которое нерастворимо в n-pentane/nheptane. Асфальтены имеют черный цвет, как правило, хрупкие и состоят из заряженных
молекул высокой плотности. Ситуации, которые дестабилизируют мицеллы, становятся
причиной выхода асфальтенов из раствора . Эти ситуации включают в себя несовместимые
жидкости (кислоты, обработка конденсата и смешение сырой нефти) или высокое
соотношение газ / жидкость (которое часто встречаются в газовых заводнениях). Заряжение
поверхности, которое может происходить при высокой производительности скважин, также
может привести к смачиванию и осаждению асфальтенов.
Короче говоря, асфальтены являются потерей " летучести " в отложениях, превращая их в
твердое вещество. «Маленькие» (от C- 5 до С -15) углеводородные цепи, как правило,
испаряются и остаются высоковязкие отложения.
Многопоточный препарат HCD переводит асфальтены в жидкое состояние, также, как он
это делает с отложениями парафинов.
Многопоточный препарат HCD заменяет теряемые углеводородные цепи на мелкие
молекулярные цепи для «разжижения» отложений так, что они снова становятся текущим
потоком жидкости. Эта нефть не потеряет своей летучести, потому что Моногопоточный
препарат HCD не является летучим химическим соединением. Величина плотности
асфальтенов по АНИ будет увеличиваться и вязкость упадет, обеспечивая увеличенную
продажную стоимость добытой нефти владельцу скважины.
Ист Кост Дистрибюшен, Инк., США
Эксклюзивный дистрибьютор
препаратов HCD и технологии
компании Петро-Генезис, США
в cтранах Восточной Европы, СНГ,
Грузии и Балтии
www.ecd-usa.com
E-Mail: [email protected]