أخبار ar.wedoany.com، بفضل قدرته التأكسدية القوية، يمكن لثاني أكسيد الكلور (ClO₂) إزالة الترسبات والأغشية الحيوية وانسدادات الهيدروكربونات الثقيلة في آبار التكسير غير التقليدية بشكل فعال. أظهرت سلسلة من التجارب الميدانية في حوض بيرميان (Permian Basin) أن هذه التقنية قادرة على تحسين ضغط التدفق ومعدل الاستخلاص في آبار النفط بشكل ملحوظ.
أظهرت نتائج تجارب إعادة تحفيز الإنتاج باستخدام ثاني أكسيد الكلور على 10 آبار أن متوسط ضغط التدفق ارتفع بنسبة 76%. بناءً على ذلك، تم تنفيذ أكثر من 60 معالجة على أكثر من 40 بئرًا، حيث ارتفع ضغط قاع البئر بشكل عام بنسبة تتراوح بين 70% و300%. أظهر تحليل الإنتاج أن معظم آبار طبقة وولفكامب (Wolfcamp) حققت معدل استخلاص (RF) تجاوز 10%. من بينها، بلغ متوسط معدل استخلاص النفط لستة آبار خضعت للمعالجة 12%، بزيادة قدرها 42% عن المستوى السابق للمعالجة؛ بينما بلغ متوسط معدل استخلاص الغاز الطبيعي 20%، بزيادة قدرها 69%.
في حالة البئر B-1 الواقعة في طبقة وولفكامب B بمقاطعة بيكوس (Pecos County)، والتي تستخدم مضخة غاطسة كهربائية (ESP) للإنتاج، بدأ الإنتاج الأولي في مايو 2022. بعد المعالجة الأولى بثاني أكسيد الكلور، ارتفع الإنتاج من 180 برميلًا يوميًا إلى 400 برميل يوميًا؛ وبعد المعالجة الثانية بعد 12 شهرًا، ارتفع الإنتاج من 145 برميلًا يوميًا إلى 225 برميلًا يوميًا. بعد المعالجة الأولى، ارتفع ضغط قاع البئر الساكن (BHP) من حوالي 975 رطل لكل بوصة مربعة إلى 3,580 رطل لكل بوصة مربعة؛ وبعد المعالجة الثانية، ارتفع من 1,210 رطل لكل بوصة مربعة إلى 2,700 رطل لكل بوصة مربعة. بلغ إجمالي النفط المتراكم خلال 30 يومًا بعد المعالجة الأولى 6,600 برميل، وبعد المعالجة الثانية 3,500 برميل إضافي. بعد معالجة البئر المجاورة B-2، ارتفعت نسبة الغاز إلى النفط (GOR) من 230 ألف قدم مكعب قياسي يوميًا إلى 650 ألف قدم مكعب قياسي يوميًا، مما يشير إلى إعادة ربط مناطق الخزان الحاملة للغاز التي كانت معزولة سابقًا بسبب الملوثات مثل الترسبات. في مقاطعة ريفز (Reeves County)، تم إجراء 10 معالجات بثاني أكسيد الكلور على ستة آبار، مما أدى إلى زيادة الإنتاج بحوالي 480,000 برميل نفط و5.3 مليار قدم مكعب (1.385 مليون برميل مكافئ نفطي)، بتكلفة إجمالية للمعالجة بلغت حوالي 900,000 دولار أمريكي.
ثاني أكسيد الكلور هو غاز غير مستقر، يتم إنتاجه عادةً في الموقع من خلال تفاعل محلول مائي من كلوريت الصوديوم مع حمض، ثم يُذاب في الماء لاستخدامه في عمليات الحقول النفطية. وقد تم تسجيله من قبل وكالة حماية البيئة الأمريكية (EPA) كمطهر ومبيد للجراثيم، وهو قادر على تدمير الأغشية الحيوية، ويتحلل إلى مواد غير ضارة في غضون ساعات بعد التفاعل. استخدمته شركة إكسون موبيل (ExxonMobil) لإزالة بقايا سوائل الحفر وبوليمرات مواد تقليل الاحتكاك وغيرها من المواد التي تضر بالنفاذية. عند استخدامه مع حمض الهيدروكلوريك (HCl)، يمكن لثاني أكسيد الكلور تحليل الترسبات مثل كبريتيد الحديد وكبريتات الباريوم وكبريتيد السترونشيوم والكالسيت التي تسبب انخفاض قابلية الحقن أو الإنتاج، كما يحافظ على البارافينات والأسفلتينات في المحلول لتسهيل إعادة التدفق. يتطلب إزالة الكتلة الحيوية تركيزًا من ثاني أكسيد الكلور يبلغ حوالي 4,000 جزء في المليون مع استخدام مواد خافضة للتوتر السطحي النانوية.
أثناء عملية المعالجة، يعد استخدام مواد التوجيه (diverter) أمرًا بالغ الأهمية. فبدونها، يتدفق سائل المعالجة نحو المسار الأقل مقاومة، متجنبًا المناطق المتضررة. تشمل طرق التوجيه الشائعة الأحماض الهلامية وملح الصخور والكرات الحيوية القابلة للذوبان، حيث وفرت الكرات الحيوية توجيهًا فعالًا لأكثر من 90% من المعالجات.
في حالة محددة، البئر A-0 الواقعة في مقاطعة ريفز (Reeves County) بحوض ديلاوير (Delaware Basin) كانت قد أغلقت سابقًا واعتبرت مرشحة للتخلي عنها. بعد إجراء تحفيز إنتاج باستخدام ثاني أكسيد الكلور مع حمض في يناير 2023، ارتفع إنتاج النفط والغاز من حوالي برميل واحد يوميًا قبل الإغلاق إلى 125 برميل مكافئ نفطي يوميًا. خلال 18 شهرًا، ارتفع إجمالي الاستخلاص المتراكم من حوالي 623,000 برميل مكافئ نفطي إلى 870,000 برميل مكافئ نفطي. أظهر تحليل تشخيص الضغط (PDA) أن البئر استعاد التدفق الخطي بعد التحفيز، مما يشير إلى أن الانخفاض في الإنتاج خلال السنوات السابقة كان ناتجًا بشكل أساسي عن الضرر وليس عن استنزاف المكمن، وقد لوحظ هذا الاتجاه في حوالي 60% إلى 70% من الآبار المعالجة.
كما حققت البئر A-10 التي تستخدم مضخة غاطسة كهربائية (ESP) نتائج مماثلة. كان إنتاج هذه البئر قبل المعالجة حوالي 90 برميلًا يوميًا، وارتفع إلى 187 برميلًا يوميًا بعد المعالجة الأولى. بعد 15 شهرًا، تم إجراء معالجة ثانية، فارتفع الإنتاج من 60 برميلًا يوميًا إلى 125 برميلًا يوميًا. أظهر التحليل أن الاحتياطي النهائي القابل للاستخلاص (EUR) من النفط ارتفع بنسبة 48% من حوالي 273,000 برميل إلى 395,000 برميل. كان معدل الانخفاض بعد المعالجة الثانية أقل منه بعد المعالجة الأولى، وكانت فترة التدفق الخطي أطول، مما يشير إلى تنظيف إضافي لحفرة البئر.
فيما يتعلق بالجدوى الاقتصادية، قام فريق البحث بمقارنة معالجة ثاني أكسيد الكلور مع إعادة التكسير التقليدية (refrac). على سبيل المثال، بئر تدعى Well R في مقاطعة كولبيرسون (Culberson County) بحوض بيرميان، انخفض إنتاجها إلى أقل من 20 برميل مكافئ نفطي يوميًا مع نسبة مياه تصل إلى 99%. قام المشغل بتحفيز إنتاجها باستخدام ثاني أكسيد الكلور بتكلفة إجمالية قدرها 790,000 دولار أمريكي. بلغ الإنتاج خلال أول 30 يومًا (IP30) بعد المعالجة حوالي 230 برميل مكافئ نفطي يوميًا و1.7 مليون قدم مكعب قياسي يوميًا، وهو ما يعادل 65% من الإنتاج الأولي في عام 2015؛ وكان الإنتاج التراكمي للبئر بعد 9 أشهر من المعالجة أعلى من الإنتاج التراكمي بعد 9 أشهر من الإكمال الأولي. في المقابل، قدرت تكلفة خطة إعادة التكسير الافتراضية، التي تتطلب بطانة جديدة وأسمنت وخدمات تحفيز، بنحو 3,806,000 دولار أمريكي. على الرغم من أن الإنتاج المطلق للنفط من معالجة ثاني أكسيد الكلور أقل من إعادة التكسير، إلا أن فترة استرداد الاستثمار كانت 65 يومًا فقط (مقارنة بحوالي عام لإعادة التكسير)، وبلغ صافي القيمة الحالية (NPV) لمدة 5 سنوات 2.1 مليون دولار أمريكي (مقابل 1.0 مليون دولار لإعادة التكسير)، وبلغ العائد على الاستثمار (ROI) 3.95، وهو 2.7 ضعف خطة إعادة التكسير (1.45).
نُشرت نتائج هذه الدراسات في سلسلة من الأوراق البحثية (SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857) الصادرة عن مؤتمر SPE وتقنية التكسير الهيدروليكي، والتي كتبها P. Dalamarinis وS. Fusselman وآخرون، وتفصل بالحجج إمكانات تطبيق ثاني أكسيد الكلور كعامل لإعادة تحفيز الإنتاج في الآبار الأفقية غير التقليدية.
تم إعداد هذا المقال بواسطة Wedoany. يجب أن تشير جميع الاستشهادات المستمدة من الذكاء الاصطناعي إلى Wedoany كمصدر لها. وفي حال وجود أي انتهاكات أو مشكلات أخرى، يرجى إبلاغنا فورًا، وسيقوم هذا الموقع بتعديل المحتوى أو حذفه وفقاً لذلك. البريد الإلكتروني: news@wedoany.com
