Casos de aplicación de aditivos químicos para yacimientos petrolíferos

En 2022, ante el impacto de la pandemia de COVID-19, el Centro de Gestión de Terminación de Pozos del Campo Petrolífero del Noroeste completó 24 proyectos, entre ellos equipos de control de pozos petrolíferos y limpieza de tuberías obstruidas por petróleo pesado, lo que supuso un ahorro en costes de adquisición de 13,683 millones de yuanes.

Durante el uso de las tuberías de petróleo, su diámetro se reduce progresivamente debido a la acción de la cera, los polímeros y las sales, lo que disminuye el flujo de crudo y afecta la producción. Por lo tanto, las empresas perforadoras suelen limpiar las tuberías una vez al año. Tras tratar las soldaduras de las juntas, es necesario limpiar las tuberías.

En condiciones generales, las tuberías de acero utilizadas como oleoductos presentan óxido tanto en la superficie interna como en la externa. Si no se limpian, esto 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 interna de las tuberías mediante lavado ácido. El lavado ácido también elimina el óxido de la superficie externa, lo que facilita la aplicación de pintura antioxidante en dicha superficie, proporcionando una protección anticorrosión duradera. El lavado ácido se realiza generalmente con una solución ácida con una concentración del 0% al 15%. La empresa Youzhu ofrece el inhibidor 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 de las tuberías de alta temperatura es de suma importancia, ya que no solo influye en los beneficios de la explotación petrolera, sino que también está estrechamente relacionada con la seguridad de la producción. El grado de erosión ácida en tuberías y equipos depende del tiempo de contacto, la concentración del ácido y las condiciones de temperatura, entre otros factores. UZ CI-180 posee una excelente resistencia a altas temperaturas, y a temperaturas de hasta 180 °C (350 °F), la corrosión del acero causada por el ácido en el fondo del pozo se reduce considerablemente al añadir UZ CI-180 a la mezcla ácida. Youzhu ha recibido un gran reconocimiento del Centro de Gestión de Campos 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 de la ciudad de Dongying, el pozo Fengye 1-10HF es el primer pozo horizontal de petróleo de esquisto que supera el límite de 20 días de perforación, finalizando 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 cuenca de falla continental en China. Gracias a la finalización del 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 cercanía al límite de la roca de grava, el pozo Fengye 1-10HF se enfrentó a riesgos de intrusión de agua, desbordamiento y pérdida de fluido. Además, las altas temperaturas en el fondo del pozo supusieron un desafío para diversos instrumentos. El equipo del proyecto se centró en el soporte de tecnología de ingeniería y en la resolución de problemas tecnológicos clave. Lograron solucionar limitaciones como la dificultad para predecir zonas de alta 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 a base de sintéticos para mejorar la fluidez. Entre ellos, el aditivo para fluidos de perforación TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, desarrollado por Youzhu, puede formar una película de alta calidad en la superficie del pozo de esquisto, evitando 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 en el fondo del pozo (BHCT) entre 60℉ (15,6℃) y 400℉ (204℃).

TF FL WH-1 proporciona un control de la pérdida de fluido API inferior a 36 cc/30 min, a la vez que controla la migración de gas desde la formación. Generalmente, se requiere entre un 0,6 % y un 2,0 % de BWOC en la mayoría de las lechadas. Suele utilizarse en una dosificación inferior al 0,8 % de BWOC, protegiendo así el yacimiento y estabilizando el pozo. Esto sella eficazmente los poros y las microfracturas de la lutita, impidiendo la invasión del filtrado del fluido de perforación y reduciendo la transmisión de la presión de poro, lo que mejora significativamente la inhibición del fluido de perforación.

Los resultados de las aplicaciones de campo demuestran que el fluido de perforación de alto rendimiento a base de agua 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 de canal fluvial del Jurásico, propuso de forma innovadora el concepto de diseño de fracturación "integración de fracturación, imbibición y cierre del pozo". Este enfoque se desarrolló para abordar las características de los densos yacimientos de arenisca de 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 de la imbibición de petróleo", mejoró significativamente la capacidad de flujo del petróleo y gas subterráneo y estableció un nuevo modelo de fracturación, proporcionando una referencia para la fracturación a gran escala de pozos horizontales.

El aditivo para la pérdida de fluidos a alta temperatura, el agente de obturación anticolapso a alta temperatura y el regulador de flujo a alta temperatura de Youzhuo 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 obturación con gel, derivada de la Universidad del Petróleo del Sudoeste, permite que el gel especial detenga automáticamente el flujo al entrar 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 rotas con una pérdida de fluido significativa y volúmenes de retorno mínimos.

El 30 de mayo de 2023, a las 11:46 a. m., el yacimiento petrolífero de Tarim, perteneciente a la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC), inició la perforación del pozo Shendi Teke 1, marcando el comienzo de una exploración geológica y de ingeniería de ultraprofundidad a profundidades de hasta 10 000 metros. Este hito histórico para la ingeniería de profundidad en China representa un gran avance en la tecnología de exploración de profundidad del país y el inicio de la "era de los 10 000 metros" en las capacidades de perforación.

El pozo Shendi Teke 1 se ubica en el condado de Shaya, prefectura de Aksu, Xinjiang, en el corazón del desierto de Taklamakan. Se trata de un importante proyecto de perforación profunda a cargo de CNPC en el yacimiento petrolífero de Tarim, adyacente a la zona de petróleo y gas ultraprofunda de Fuman, que alcanza los 8.000 metros de profundidad y cuenta con reservas de mil millones de toneladas. El pozo tiene una profundidad de diseño de 11.100 metros y un plazo de perforación y terminación previsto 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 alcanzar dicha profundidad. Este hito demuestra que China ha superado de forma independiente los desafíos técnicos asociados a 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 obstáculos técnicos. También es un indicador clave de la tecnología y las capacidades de equipamiento de un país. Ante las extremas temperaturas y presiones 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. Asimismo, se consiguieron avances importantes en equipos de muestreo de núcleos y registro de cables, camiones de fracturación de ultra alta presión con capacidad de 175 MPa y equipos de fluidos de fracturación, que fueron probados con éxito en campo. Estos desarrollos propiciaron 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 arcillas también mejoraron la capacidad de deshidratación de las partículas de arcilla en condiciones de temperatura ultraalta, lo que mejoró la adaptabilidad y la estabilidad del fluido de perforación.

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

El petróleo de esquisto, que se encuentra adherido a la roca de esquisto o dentro de sus fisuras, es uno de los tipos de petróleo más difíciles de extraer. Xinjiang posee ricos 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, ingeniera secundaria del Centro de Investigación Geológica del Área de Operaciones del Campo Petrolífero de Jiqing en Xinjiang, explica que el petróleo de esquisto de Jimusar generalmente se encuentra enterrado a más de 3.800 metros bajo tierra. El profundo enterramiento y la permeabilidad particularmente baja hacen que la 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, las zonas productivas son pequeñas 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 a gran escala y eficiente del petróleo de esquisto terrestre en China. En el proyecto, para tratar el fluido de retorno de la 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, secciones de lutita gris y marrón, que son formaciones sensibles al agua. En el bloque de petróleo de esquisto de Jimusar, la sección de pozo abierto del segundo pozo es larga, y el tiempo de remojo de la formación es prolongado. Si se utiliza lodo a base de agua, es probable que se produzcan colapsos 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 que los fluidos de perforación a base de aceite no crean 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 el hinchamiento y el colapso de las vetas de carbón y las formaciones altamente sensibles al agua. 2. Taponamiento físico: Agregar agentes densificantes como materiales de calcio con anticipación en formaciones débiles para mejorar la capacidad de soporte de presión de la formación y prevenir fugas en el pozo. 3. Soporte mecánico: Controlar la densidad por encima de 1,52 g/cm³ y aumentarla gradualmente hasta el límite de diseño de 1,58 g/cm³ en la sección de acumulación. Los agentes densificantes fabricados por Youzhu Company permiten lograr el efecto deseado, garantizando la correcta y exitosa finalización de los proyectos de perforación y terminación de pozos.