Casos de aplicación de aditivos químicos en yacimientos petrolíferos

En 2022, ante el impacto de la pandemia de COVID-19, el Centro de Gestión de Terminación de Pozos de Yacimientos Petrolíferos del Noroeste completó 24 proyectos, incluidos equipos de control de pozos petrolíferos y limpieza de tuberías de bloqueo de petróleo pesado, ahorrando costos de adquisición de 13,683 millones de yuanes.

Durante el uso de tuberías petroleras, el diámetro de las mismas se estrecha cada vez más debido a la acción de ceras, polímeros y sales, lo que reduce el flujo de crudo y afecta la producción. Por lo tanto, las empresas de perforación suelen limpiar las tuberías una vez al año. Después de tratar las costuras de soldadura de las juntas, es necesario limpiar las tuberías.

En general, las tuberías de acero utilizadas para la industria petrolera presentan óxido tanto en su superficie interior como exterior. Si no se limpian, este contamina el aceite hidráulico después de su uso, afectando el funcionamiento normal de los dispositivos hidráulicos. Por lo tanto, es necesario eliminar el óxido de la superficie interior de las tuberías mediante lavado ácido. Este método también puede eliminar el óxido de la superficie exterior, lo que facilita la aplicación de pintura antioxidante en la superficie exterior de las tuberías y proporciona una protección anticorrosiva duradera. El lavado ácido se realiza generalmente con una solución ácida con una concentración del 0 % al 15 %. Youzhu Company ofrece productos inhibidores de corrosión: UZ CI-180, un inhibidor de corrosión acidificante resistente a altas temperaturas para uso en yacimientos petrolíferos. Durante el proceso de acidificación o decapado, el ácido corroe el acero y, a altas temperaturas, la velocidad y el alcance de la corrosión aumentan considerablemente. Por lo tanto, en la producción petrolera, la prevención de la corrosión en tuberías de alta temperatura es particularmente importante, lo cual no solo beneficia la explotación petrolera, sino que también está estrechamente relacionado con la seguridad de la producción. El grado de erosión ácida en tuberías y equipos depende del tiempo de contacto, la concentración de ácido y las condiciones de temperatura, entre otros factores. El UZ CI-180 presenta una excelente resistencia a altas temperaturas y, a temperaturas de hasta 180 °C (350 °F), el efecto corrosivo del ácido sobre el acero a altas temperaturas en el fondo del pozo se puede reducir considerablemente añadiendo UZ CI-180 a la mezcla ácida. Youzhu ha recibido un gran reconocimiento del Centro de Gestión de Yacimientos Petrolíferos del Noroeste por sus proyectos de limpieza de tuberías, formulación de fluidos de perforación y mantenimiento de equipos.

Ubicado en la calle Dong San, en la ciudad de Dongying, el pozo Fengye 1-10HF es el primer pozo horizontal de petróleo de esquisto que supera la barrera de los 20 días de ciclo de perforación, completándose 24 días antes de lo previsto. Es una de las tres zonas nacionales de demostración de petróleo de esquisto aprobadas por la Administración Nacional de Energía y la primera zona nacional de demostración de petróleo de esquisto de cuencas de falla continental en China. Al completar el pozo 24 días antes de lo previsto, se ahorraron más de 10 millones de yuanes en costos.

Debido a la proximidad a un pozo cercano fracturado a tan solo 400 metros y a la proximidad del límite de grava, el pozo Fengye 1-10HF presentaba riesgos de intrusión de agua, desbordamiento y pérdida de fluido. Además, las altas temperaturas en el fondo del pozo planteaban desafíos para diversos instrumentos. El equipo del proyecto se centró en el soporte tecnológico de ingeniería y en abordar problemas tecnológicos clave. Resolvieron sucesivamente limitaciones como la dificultad para predecir puntos óptimos de heterogeneidad, las limitaciones de los instrumentos a altas temperaturas y presiones, y la coexistencia de pérdida e influjo de fluido de perforación.

Desarrollaron y aplicaron un sistema de lodo sintético para mejorar la fluidez. Entre estos, el aditivo para fluidos de perforación TF FL WH-1, aditivo antipérdida de fluido de cemento, desarrollado por Youzhu, puede formar una película de alta calidad en la superficie del pozo de lutita, impidiendo que el filtrado del fluido de perforación entre en la formación. TF FL WH-1 está diseñado para su uso en pozos con temperaturas de circulación de fondo (BHCT) de entre 60 °F (15,6 °C) y 400 °F (204 °C).

TF FL WH-1 proporciona control de pérdida de fluido API por debajo de 36 cc/30 min, a la vez que controla la migración de gas desde la formación. Generalmente, se requiere una concentración de BWOC de 0,6 % a 2,0 % en la mayoría de las pulpas. Se utiliza habitualmente en dosis inferiores al 0,8 % de BWOC, protegiendo así el yacimiento y estabilizando el pozo. Esto sella eficazmente los poros y microfracturas de la lutita, impidiendo la entrada del filtrado del fluido de perforación y reduciendo la transmisión de la presión de poro, mejorando significativamente la inhibición del fluido de perforación.

Los resultados de la aplicación en campo muestran que el fluido de perforación a base de agua de alto rendimiento es altamente inhibidor, aumenta la velocidad de perforación mecánica, es estable a altas temperaturas, protege el yacimiento y es respetuoso con el medio ambiente.

En febrero de 2022, el pozo Bazhong 1HF de Sinopec, ubicado en el yacimiento de petróleo y gas de arenisca del canal fluvial Jurásico, propuso de forma innovadora el concepto de diseño de fracturación de "integración de fracturación, imbibición y cierre del pozo". Este enfoque se desarrolló para abordar las características de los densos yacimientos de arenisca del canal fluvial y los altos coeficientes de presión de formación. La tecnología de fracturación optimizada, que incluye "corte ajustado + taponamiento y desviación temporales + adición de arena de alta intensidad + mejora del petróleo por imbibición", mejoró significativamente la capacidad de flujo del petróleo y gas subterráneos y estableció un nuevo modelo de fracturación, que proporciona una referencia para la fracturación a gran escala de pozos horizontales.

El aditivo de Youzhuo para la pérdida de fluido a alta temperatura, el agente de taponamiento anticolapso a alta temperatura y el regulador de flujo a alta temperatura en el fluido de fracturación superan los desafíos de presión y pérdida de fluido causados ​​por la presión de poro de la formación, la tensión del pozo y la resistencia de la roca. La tecnología especial de taponamiento con gel, desarrollada por la Universidad del Petróleo del Suroeste, permite que el gel especial detenga automáticamente su flujo tras penetrar en la capa de pérdida, rellenando fracturas y espacios vacíos, formando un "tapón de gel" que aísla el fluido interno de la formación del fluido del pozo. Esta tecnología es altamente efectiva para fugas severas en formaciones fracturadas, porosas y fracturadas con pérdidas significativas de fluido y volúmenes de retorno mínimos.

El 30 de mayo de 2023, a las 11:46 a. m., el yacimiento petrolífero Tarim de la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) inició la perforación del pozo Shendi Teke 1, lo que marca el inicio de una exploración geológica y de ingeniería ultraprofunda a profundidades que alcanzan los 10 000 metros. Esto marca un momento histórico para la ingeniería de profundidades terrestres de China, un gran avance en la tecnología de exploración de profundidades terrestres del país y el inicio de la "era de los 10 000 metros" en la capacidad de perforación.

El pozo Shendi Teke 1 se ubica en el condado de Shaya, prefectura de Aksu, Xinjiang, en pleno desierto de Taklamakán. Se trata de un importante proyecto de exploración profunda de CNPC en el yacimiento petrolífero de Tarim, adyacente al área ultraprofunda de petróleo y gas de Fuman, con una profundidad de 8.000 metros y reservas de mil millones de toneladas. El pozo tiene una profundidad de diseño de 11.100 metros y un plazo de perforación y finalización planificado de 457 días. El 4 de marzo de 2024, la profundidad de perforación de Shendi Teke 1 superó los 10.000 metros, convirtiéndose en el segundo pozo vertical del mundo y el primero de Asia en superar esta profundidad. Este hito indica que China ha superado de forma independiente los desafíos técnicos asociados con la perforación de pozos ultraprofundos de esta magnitud.

La perforación a profundidades de 10.000 metros es uno de los campos más desafiantes en la ingeniería de petróleo y gas, con numerosos cuellos de botella técnicos. Además, es un indicador clave de la tecnología de ingeniería y la capacidad de los equipos de un país. Ante condiciones extremas de temperatura y presión en el fondo del pozo, se lograron avances significativos en fluidos de perforación de alta temperatura, motores resistentes a altas temperaturas y tecnologías de perforación direccional. También se lograron avances en equipos de muestreo de núcleos y registro de cables, camiones de fracturación de ultraalta presión con capacidad de 175 MPa y equipos de fluidos de fracturación, que se probaron con éxito in situ. Estos avances condujeron a la creación de varias tecnologías críticas para la perforación y terminación seguras y eficientes de pozos ultraprofundos.

En el sistema de fluido de perforación utilizado en este proyecto, se abordaron entornos específicos de alta temperatura y alta presión mediante el desarrollo de reductores de pérdida de fluido e inhibidores de corrosión superiores que mantienen excelentes propiedades reológicas a altas temperaturas y son fáciles de ajustar y mantener. Los aditivos para el control de arcilla también mejoraron la capacidad de deshidratación de las partículas de arcilla en condiciones de temperatura ultraalta, mejorando así la adaptabilidad y la estabilidad del fluido de perforación.

El petróleo de esquisto de Jimusar es la primera zona nacional de demostración terrestre de petróleo de esquisto de China, ubicada en la parte oriental de la cuenca de Junggar. Abarca una superficie de 1278 kilómetros cuadrados y cuenta con una reserva de recursos estimada en 1112 millones de toneladas. En 2018, comenzó la explotación a gran escala del petróleo de esquisto de Jimusar. En el primer trimestre, la Zona Nacional de Demostración Terrestre de Petróleo de Esquisto de Xinjiang Jimusar produjo 315 000 toneladas de petróleo de esquisto, estableciendo un nuevo récord histórico. La zona de demostración está intensificando los esfuerzos para aumentar las reservas y la producción de petróleo de esquisto, con planes de completar 100 pozos de perforación y 110 pozos de fracturación para 2024.

El petróleo de esquisto, que se encuentra adherido a la roca de esquisto o en sus fisuras, es uno de los tipos de petróleo más difíciles de extraer. Xinjiang cuenta con abundantes recursos de petróleo de esquisto con amplias perspectivas de exploración y desarrollo. China ha identificado los recursos de petróleo de esquisto como un área clave para la futura sustitución del petróleo. Wu Chengmei, ingeniero secundario del Centro de Investigación Geológica del Área de Operaciones del Yacimiento Petrolífero de Jiqing, en el Yacimiento Petrolífero de Xinjiang, explica que el petróleo de esquisto de Jimusar generalmente se encuentra enterrado a más de 3800 metros de profundidad. La profundidad del enterramiento y la permeabilidad particularmente baja hacen que su extracción sea tan difícil como extraer petróleo de una piedra de afilar.

El desarrollo del petróleo de esquisto terrestre en China generalmente enfrenta cuatro desafíos principales: primero, el petróleo es relativamente pesado, lo que dificulta su flujo; segundo, los puntos óptimos son pequeños y difíciles de predecir; tercero, el alto contenido de arcilla dificulta la fracturación; cuarto, la distribución es inconsistente, lo que complica las operaciones. Estos factores han restringido durante mucho tiempo el desarrollo eficiente y a gran escala del petróleo de esquisto terrestre en China. En el proyecto, para tratar el fluido de reflujo de fracturación, se utiliza un nuevo aditivo para reducir la contaminación y reciclar el fluido, convirtiéndolo nuevamente en fluido de fracturación para su reutilización. Este método se probó en nueve pozos en 2023 con excelentes resultados. A partir de junio de 2024, el proyecto planea utilizar el fluido de fracturación reconstituido en una operación de fracturación a gran escala.

La formación principal del proyecto consiste en vetas de carbón y secciones de lodolita gris y marrón, formaciones sensibles al agua. En el bloque de petróleo de esquisto Jimusar, la sección de pozo abierto del segundo pozo es extensa y el tiempo de remojo de la formación es prolongado. Si se utiliza lodo a base de agua, es probable que se produzca colapso e inestabilidad, pero los fluidos de perforación a base de aceite no causan efectos de hidratación. Los fluidos de perforación de emulsión de aceite en agua, cuando son estables, tampoco causan efectos de hidratación; por lo tanto, no generan presiones de hinchamiento por hidratación. La investigación ha llevado a la adopción de un sistema de lodo a base de aceite, con los siguientes principios y medidas anticolapso: 1. Inhibición química: Controlar la relación aceite-agua por encima de 80:20 para reducir la invasión de la fase acuosa en la formación, previniendo eficazmente la hinchazón y el colapso de vetas de carbón y formaciones altamente sensibles al agua. 2. Taponamiento físico: Añadir previamente agentes densificantes, como materiales de calcio, en formaciones débiles para mejorar la capacidad de la formación para soportar presión y prevenir fugas en el pozo. 3. Soporte mecánico: Control de densidad superior a 1,52 g/cm³, incrementándola gradualmente hasta el límite de diseño de 1,58 g/cm³ en la sección de acumulación. Los agentes densificantes de Youzhu logran el efecto deseado, garantizando la finalización fluida y exitosa de proyectos de perforación y terminación de pozos.