Anwendungsfälle für chemische Additive auf dem Ölfeld

Im Jahr 2022 schloss das Northwest Oilfield Well Completion Management Center angesichts der Auswirkungen der COVID-19-Pandemie 24 Projekte ab, darunter Ölbohrlochkontrollgeräte und die Reinigung von Schwerölverstopfungsrohren, wodurch Beschaffungskosten in Höhe von 13,683 Millionen Yuan eingespart wurden.

Beim Einsatz von Ölrohren wird der Rohrdurchmesser durch die Einwirkung von Wachs, Polymeren und Salzen immer kleiner, wodurch der Rohölfluss verringert und die Rohölproduktion beeinträchtigt wird. Daher reinigen Bohrunternehmen die Rohre in der Regel einmal im Jahr. Nach der Bearbeitung der Schweißnähte der Rohrverbindungen ist eine Reinigung der Rohre erforderlich.

Unter allgemeinen Bedingungen weisen Stahlrohre, die als Ölleitungen verwendet werden, sowohl an der Innen- als auch an der Außenfläche Rost auf. Wenn es nicht gereinigt wird, wird das Hydrauliköl nach der Verwendung verunreinigt und der normale Betrieb der Hydraulikgeräte beeinträchtigt. Daher ist es notwendig, den Rost auf der Innenfläche der Rohre durch Säurewaschen zu entfernen. Durch das Waschen mit Säure kann auch der Rost auf der Außenfläche der Rohre entfernt werden, was beim Auftragen von Rostschutzfarbe auf die Außenfläche der Rohre von Vorteil ist und einen langanhaltenden Korrosionsschutz bietet. Die saure Wäsche wird im Allgemeinen mit einer Säurelösung mit einer Konzentration von 0 % bis 15 % durchgeführt. Youzhu Company bietet Korrosionsinhibitorprodukte an: UZ CI-180, ein hochtemperaturbeständiger saurer Korrosionsinhibitor für den Einsatz auf Ölfeldern. Beim Ansäuern oder Beizen korrodiert die Säure den Stahl, und bei hohen Temperaturen nehmen die Korrosionsgeschwindigkeit und der Korrosionsbereich stark zu. Daher ist bei der Ölfeldproduktion der Korrosionsschutz von Hochtemperaturrohren besonders wichtig. Dies hängt nicht nur mit den Vorteilen der Ölfeldausbeutung zusammen, sondern auch eng mit der Produktionssicherheit. Der Grad der Säureerosion an Rohrleitungen und Geräten hängt von der Kontaktzeit, der Säurekonzentration und den Temperaturbedingungen usw. ab. UZ CI-180 weist eine ausgezeichnete Hochtemperaturbeständigkeit auf und verhindert bei Temperaturen bis zu 350 °F (180 °C) Korrosion Die Wirkung von Säure auf Stahl bei hohen Temperaturen am Bohrlochboden kann durch Zugabe von UZ CI-180 zur Säuremischung erheblich reduziert werden. Youzhu hat vom Northwest Oilfield Management Center hohe Anerkennung für seine Projekte in den Bereichen Rohrreinigung, Bohrflüssigkeitsformulierung und Gerätewartung erhalten.

Die Fengye 1-10HF-Bohrung an der Dong San Road in der Stadt Dongying ist die erste horizontale Schieferölbohrung, die die 20-Tage-Bohrzyklus-Grenze durchbricht und 24 Tage früher als geplant fertiggestellt wird. Es ist eine der drei nationalen Schieferöl-Demonstrationszonen, die von der National Energy Administration genehmigt wurden, und die erste nationale Demonstrationszone für Schieferöl aus kontinentalen Verwerfungsbecken in China. Durch die Fertigstellung des Bohrlochs 24 Tage früher als geplant konnten über 10 Millionen Yuan an Kosten eingespart werden.

Aufgrund der Nähe zu einem nahegelegenen Bohrloch, das nur 400 Meter entfernt gebrochen ist, und der Nähe zur Kiesfelsgrenze war das Bohrloch Fengye 1-10HF dem Risiko von Wassereinbrüchen, Überlauf und Flüssigkeitsverlust ausgesetzt. Darüber hinaus stellten hohe Temperaturen am Bohrlochboden verschiedene Instrumente vor Herausforderungen. Das Projektteam konzentrierte sich auf die technische Unterstützung und die Lösung wichtiger technologischer Probleme. Sie lösten nacheinander Einschränkungen wie die Schwierigkeit, Sweet Spots mit starker Heterogenität vorherzusagen, Einschränkungen von Instrumenten bei hohen Temperaturen und Drücken und die Koexistenz von Bohrflüssigkeitsverlust und -zufluss.

Sie entwickelten und wendeten ein Schlammsystem auf synthetischer Basis an, um die Fließfähigkeit zu verbessern. Unter diesen kann der von Youzhu entwickelte aktuelle Bohrspülungszusatz TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives einen hochwertigen Film auf der Oberfläche des Schieferbohrlochs bilden, der verhindert, dass Bohrspülungsfiltrat in die Formation eindringt, TF FL WH- 1 ist für den Einsatz in Bohrlöchern mit Bodenzirkulationstemperaturen (BHCTs) im Bereich von 60℉ (15,6℃) bis 400℉ (204℃) konzipiert.

TF FL WH-1 ermöglicht die Kontrolle des API-Flüssigkeitsverlusts unter 36 cm³/30 Minuten und kontrolliert gleichzeitig die Gasmigration aus der Formation. Im Allgemeinen sind in den meisten Schlämmen 0,6 % bis 2,0 % BWOC erforderlich. Es wird normalerweise in einer Dosierung von weniger als 0,8 % BWOC verwendet, wodurch das Reservoir geschützt und das Bohrloch stabilisiert wird. Dadurch werden Schieferporen und Mikrorisse effektiv abgedichtet, wodurch das Eindringen von Bohrflüssigkeitsfiltrat verhindert und die Übertragung des Porendrucks verringert wird, wodurch die Hemmung der Bohrflüssigkeit erheblich verstärkt wird.

Ergebnisse aus der Feldanwendung zeigen, dass die Hochleistungsbohrflüssigkeit auf Wasserbasis stark hemmend ist, die mechanische Bohrgeschwindigkeit erhöht, bei hohen Temperaturen stabil ist, das Reservoir schützt und umweltfreundlich ist.

Im Februar 2022 schlug Sinopecs Bohrloch Bazhong 1HF, das sich im Sandstein-Öl- und Gasreservoir des Jurassic-Flusskanals befindet, innovativ das Fracking-Designkonzept „Fracturing, Imbibition und Well-Shut-in-Integration“ vor. Dieser Ansatz wurde entwickelt, um die Eigenschaften dichter Sandsteinreservoirs in Flusskanälen und hohe Formationsdruckkoeffizienten zu berücksichtigen. Die optimierte Fracturing-Technologie, die „enges Schneiden + temporäres Verstopfen und Umleiten + hochintensive Sandzugabe + Aufnahme von Öl“ umfasst, verbesserte die Fließkapazität von unterirdischem Öl und Gas erheblich und etablierte ein neues Fracturing-Modell, das eine Referenz für große Maßstabsfrakturierung horizontaler Bohrlöcher.

Youzhuos Hochtemperatur-Flüssigkeitsverlustadditiv, Hochtemperatur-Antikollaps-Verstopfungsmittel und Hochtemperatur-Strömungsregler in der Frakturierungsflüssigkeit überwinden die Druck- und Flüssigkeitsverlustherausforderungen, die durch Formationsporendruck, Bohrlochspannung und Gesteinsfestigkeit verursacht werden. Die spezielle Gel-Plugging-Technologie, abgeleitet von der Southwest Petroleum University, ermöglicht es dem speziellen Gel, nach dem Eintritt in die Verlustschicht automatisch zu fließen, Brüche und Hohlräume zu füllen und einen „Gel-Pfropfen“ zu bilden, der die interne Formationsflüssigkeit von der Bohrlochflüssigkeit isoliert. Diese Technologie ist äußerst effektiv bei schweren Leckagen in gebrochenen, porösen und gebrochenen Formationen mit erheblichem Flüssigkeitsverlust und minimalem Rücklaufvolumen.

Am 30. Mai 2023 um 11:46 Uhr begann das Tarim-Ölfeld der China National Petroleum Corporation (CNPC) mit den Bohrungen am Bohrloch Shendi Teke 1 und markierte damit den Beginn einer Reise zur Erforschung ultratiefer geologischer und technischer Wissenschaften in gewaltigen Tiefen 10.000 Meter. Dies stellt einen historischen Moment für Chinas Tieferdtechnik dar und bedeutet einen großen Durchbruch in der Tieferdexplorationstechnologie des Landes und den Beginn der „10.000-Meter-Ära“ der Bohrkapazitäten.

Die Quelle Shendi Teke 1 befindet sich im Kreis Shaya, Präfektur Aksu, Xinjiang, im Herzen der Taklamakan-Wüste. Es handelt sich um ein bedeutendes „Deep-Earth-Projekt“ von CNPC im Tarim-Ölfeld, das an das ultratiefe Öl- und Gasgebiet Fuman angrenzt, das eine Tiefe von 8.000 Metern und Reserven von einer Milliarde Tonnen aufweist. Die Bohrung hat eine geplante Tiefe von 11.100 Metern und eine geplante Bohr- und Fertigstellungszeit von 457 Tagen. Am 4. März 2024 überschritt die Bohrtiefe von Shendi Teke 1 10.000 Meter und ist damit die weltweit zweite und erste vertikale Bohrung Asiens, die diese Tiefe überschreitet. Dieser Meilenstein zeigt, dass China die technischen Herausforderungen, die mit dem Bohren ultratiefer Bohrlöcher dieser Größenordnung verbunden sind, selbstständig gemeistert hat.

Bohrungen in Tiefen von 10.000 Metern gehören zu den anspruchsvollsten Bereichen der Öl- und Gastechnik und weisen zahlreiche technische Engpässe auf. Es ist auch ein wichtiger Indikator für die technische Technologie und Ausrüstung eines Landes. Angesichts der extremen Temperatur- und Druckbedingungen im Bohrloch wurden erhebliche Fortschritte bei Hochtemperatur-Bohrflüssigkeiten, hochtemperaturbeständigen Motoren und Richtungsbohrtechnologien erzielt. Durchbrüche wurden auch bei Kernproben- und Kabelprotokollierungsgeräten, Ultrahochdruck-Fracturing-LKWs mit einer Kapazität von 175 MPa und Fracturing-Fluid-Geräten erzielt, die vor Ort erfolgreich getestet wurden. Diese Entwicklungen führten zur Entwicklung mehrerer entscheidender Technologien für das sichere und effiziente Bohren und Fertigstellen ultratiefer Bohrlöcher.

In dem in diesem Projekt verwendeten Bohrspülsystem wurden spezielle Umgebungen mit hohen Temperaturen und hohem Druck durch die Entwicklung überlegener Flüssigkeitsverlustreduzierer und Korrosionsinhibitoren berücksichtigt, die bei hohen Temperaturen hervorragende rheologische Eigenschaften beibehalten und einfach einzustellen und zu warten sind. Tonkontrolladditive verbesserten auch die Entwässerungskapazität von Tonpartikeln unter Ultrahochtemperaturbedingungen und verbesserten so die Anpassungsfähigkeit und Stabilität der Bohrflüssigkeit.

Jimusar-Schieferöl ist Chinas erste landesweite Demonstrationszone für terrestrisches Schieferöl und liegt im östlichen Teil des Junggar-Beckens. Es erstreckt sich über eine Fläche von 1.278 Quadratkilometern und verfügt über eine geschätzte Ressourcenreserve von 1,112 Milliarden Tonnen. Im Jahr 2018 begann die groß angelegte Entwicklung von Jimusar-Schieferöl. Im ersten Quartal produzierte die Xinjiang Jimusar National Terrestrial Shale Oil Demonstration Zone 315.000 Tonnen Schieferöl und stellte damit einen neuen historischen Rekord auf. Die Demonstrationszone beschleunigt die Bemühungen zur Steigerung der Schieferölreserven und -produktion und plant, bis 2024 100 Bohrlöcher und 110 Fracking-Bohrlöcher fertigzustellen.

Schieferöl, also Öl, das am Schiefergestein oder in dessen Spalten haftet, ist eine der am schwierigsten zu fördernden Ölarten. Xinjiang verfügt über reiche Schieferölressourcen mit breiten Aussichten für Exploration und Entwicklung. China hat die Schieferölressourcen als einen Schlüsselbereich für den künftigen Ölersatz identifiziert. Wu Chengmei, Sekundäringenieur am Geologischen Forschungszentrum des Jiqing Oilfield Operations Area im Xinjiang Oilfield, erklärt, dass Jimusar-Schieferöl im Allgemeinen mehr als 3.800 Meter unter der Erde vergraben ist. Die tiefe Einbettung und die besonders geringe Durchlässigkeit machen die Gewinnung so anspruchsvoll wie die Gewinnung von Öl aus einem Wetzstein.

Chinas terrestrische Schieferölförderung steht im Allgemeinen vor vier großen Herausforderungen: Erstens ist das Öl relativ schwer und daher schwer zu fließen; Zweitens sind die Sweet Spots klein und schwer vorherzusagen. Drittens erschwert der hohe Tongehalt das Brechen; Viertens ist die Verteilung inkonsistent, was den Betrieb erschwert. Diese Faktoren haben die groß angelegte und effiziente Entwicklung von terrestrischem Schieferöl in China lange Zeit eingeschränkt. Im Rahmen des Projekts wird zur Behandlung von Fracturing-Flowback-Flüssigkeit ein neues Additiv verwendet, um die Umweltverschmutzung zu reduzieren und die Flüssigkeit zu recyceln, sodass sie zur Wiederverwendung wieder in Fracturing-Flüssigkeit umgewandelt wird. Diese Methode wurde im Jahr 2023 an neun Bohrlöchern mit hervorragenden Ergebnissen getestet. Ab Juni 2024 plant das Projekt, die rekonstituierte Frakturierungsflüssigkeit in einem groß angelegten Frakturierungsvorgang zu verwenden.

Die Hauptformation des Projekts besteht aus Kohleflözen sowie grauen und braunen Tonsteinabschnitten, bei denen es sich um wasserempfindliche Formationen handelt. Im Jimusar-Schieferölblock ist der offene Bohrlochabschnitt der zweiten Bohrung lang und die Einweichzeit der Formation verlängert sich. Wenn Schlamm auf Wasserbasis verwendet wird, ist mit Einsturz und Instabilität zu rechnen, Bohrspülungen auf Ölbasis verursachen jedoch keine Hydratationseffekte. Öl-in-Wasser-Emulsionsbohrspülungen verursachen, wenn sie stabil sind, auch keine Hydratationseffekte, sodass Bohrspülungen auf Ölbasis keinen Hydratationsquelldruck erzeugen. Die Forschung hat zur Einführung eines ölbasierten Schlammsystems mit den folgenden Antikollaps-Prinzipien und -Maßnahmen geführt: 1. Chemische Hemmung: Kontrolle des Öl-Wasser-Verhältnisses über 80:20, um das Eindringen der Wasserphase in die Formation zu reduzieren und wirksam zu verhindern Schwellung und Zusammenbruch von Kohleflözen und stark wasserempfindlichen Formationen. 2. Physisches Verstopfen: Vorab Zugabe von Beschwerungsmitteln wie Kalziummaterialien in schwache Formationen, um die Drucktragfähigkeit der Formation zu verbessern und Bohrlochlecks zu verhindern. 3. Mechanische Unterstützung: Kontrolle der Dichte über 1,52 g/cm³, schrittweise Erhöhung der Dichte bis zum Auslegungsgrenzwert von 1,58 g/cm³ im Aufbaubereich. Von der Youzhu Company hergestellte Beschwerungsmittel können den gewünschten Effekt erzielen und den reibungslosen und erfolgreichen Abschluss von Bohr- und Bohrlochabschlussprojekten gewährleisten.