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 Yacimiento Petrolífero del Noroeste completó 24 proyectos, incluidos equipos de control de pozos petroleros y limpieza de tuberías obstruidas por petróleo pesado, lo que ahorró costos de adquisición por valor de 13,683 millones de yuanes.

Durante el uso de oleoductos, el diámetro de la tubería se vuelve cada vez más estrecho debido a los efectos de la cera, los polímeros y las sales, lo que reduce el flujo de petróleo crudo y afecta la producción de petróleo crudo. Por lo tanto, las empresas perforadoras generalmente limpian las tuberías una vez al año. Después de tratar las costuras de soldadura de las juntas de tuberías, es necesario limpiar las tuberías.

En condiciones generales, los tubos de acero utilizados como tuberías de petróleo presentan óxido tanto en la superficie interior como en la exterior. Si no se limpia, contaminará 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 con ácido. El lavado con ácido también puede eliminar el óxido de la superficie exterior de las tuberías, lo que resulta beneficioso para aplicar pintura antioxidante a la superficie exterior de las tuberías, proporcionando una protección anticorrosión duradera. El lavado ácido generalmente se realiza utilizando una solución ácida con una concentración del 0% al 15%. Youzhu Company, al proporcionar productos inhibidores de la corrosión: UZ CI-180, un inhibidor de corrosión acidificante resistente a altas temperaturas para uso en campos petrolíferos. En el proceso de acidificación o decapado, el ácido corroerá el acero y, a altas temperaturas, la velocidad y el rango de corrosión aumentarán considerablemente, por lo tanto, en la producción de yacimientos petrolíferos, la prevención de la corrosión de las tuberías de alta temperatura es particularmente importante. lo cual no sólo está relacionado con los beneficios de la explotación de yacimientos petrolíferos, sino también 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, etc. UZ CI-180 tiene una excelente resistencia a altas temperaturas y, a temperaturas de hasta 350 °F (180 °C), la corrosión El efecto del ácido sobre el acero a altas temperaturas en el fondo del pozo se puede reducir en gran medida agregando UZ CI-180 a la mezcla de ácido. 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 Dong San Road en la ciudad de Dongying, el pozo Fengye 1-10HF es el primer pozo horizontal de petróleo de esquisto que supera la barrera del ciclo de perforación de 20 días y se completa 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 de demostración nacional de petróleo de esquisto de la cuenca de falla continental en China. Al completar el pozo 24 días antes de lo previsto, se ahorraron más de 10 millones de yuanes en costes.

Debido a la proximidad a un pozo cercano fracturado a solo 400 metros de distancia y a la proximidad al límite de roca de grava, el pozo Fengye 1-10HF enfrentó riesgos de intrusión de agua, desbordamiento y pérdida de fluido. Además, las altas temperaturas en el fondo del pozo plantearon desafíos para varios instrumentos. El equipo del proyecto se centró en el soporte tecnológico de ingeniería y en abordar cuestiones tecnológicas clave. Resolvieron sucesivamente limitaciones como la dificultad para predecir puntos óptimos de fuerte heterogeneidad, las limitaciones de los instrumentos bajo altas temperaturas y presiones y la coexistencia de pérdidas y afluencias de fluido de perforación.

Desarrollaron y aplicaron un sistema de lodo de base sintética para mejorar la fluidez. Entre estos, el actual aditivo para fluido 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 ingrese a la formación. 1 está diseñado para usarse en pozos con temperaturas de circulación en el fondo del pozo (BHCT) entre 60 ℉ (15,6 ℃) y 400 ℉ (204 ℃).

TF FL WH-1 proporciona control de pérdida de fluido API por debajo de 36 cc/30 min mientras controla la migración de gas desde la formación. Generalmente se requiere entre 0,6 % y 2,0 % de BWOC en la mayoría de las lechadas. Generalmente se utiliza en una dosis inferior al 0,8% BWOC, protegiendo así el yacimiento y estabilizando el pozo. Esto sella eficazmente los poros y las microfracturas de la esquisto, evitando que el filtrado del fluido de perforación invada y reduciendo la transmisión de la presión de los poros, mejorando significativamente la inhibición del fluido de perforación.

Los resultados de las aplicaciones de 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 del río Jurásico, propuso de manera innovadora el concepto de diseño de fracturamiento de "fracturación, imbibición e integración de cierre de pozo". Este enfoque fue desarrollado para abordar las características de los densos yacimientos de arenisca de los canales de los ríos y los altos coeficientes de presión de formación. La tecnología de fracturación optimizada, que incluye "corte estrecho + taponamiento temporal y desviación + adición de arena de alta intensidad + mejora de la imbibición de petróleo", mejoró significativamente la capacidad de flujo de petróleo y gas subterráneo y estableció un nuevo modelo de fracturación, proporcionando una referencia para grandes Fracturamiento a escala de pozos horizontales.

El aditivo de pérdida de fluido a alta temperatura, el agente de obstrucción anticolapso de alta temperatura y el regulador de tipo de flujo de 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 de taponamiento de gel especial, derivada de la Universidad Southwest Petroleum, permite que el gel especial deje de fluir automáticamente después de ingresar a la capa de pérdida, llenando fracturas y espacios vacíos, formando un "tapón de gel" que aísla el fluido de formación interno del fluido del pozo. Esta tecnología es muy eficaz para fugas graves 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 campo petrolífero Tarim de la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) comenzó a perforar en el pozo Shendi Teke 1, lo que marcó el inicio de un viaje para explorar ciencias geológicas y de ingeniería ultraprofundas a profundidades que alcanzan 10.000 metros. Esto marca un momento histórico para la ingeniería de tierras profundas de China, lo que significa un gran avance en la tecnología de exploración de tierras profundas del país y el comienzo de la "era de los 10.000 metros" en las capacidades de perforación.

El pozo Shendi Teke 1 está ubicado en el condado de Shaya, prefectura de Aksu, Xinjiang, en el corazón del desierto de Taklamakan. Se trata de un importante "proyecto de tierras profundas" de CNPC en el yacimiento petrolífero de Tarim, adyacente al área ultraprofunda de petróleo y gas de Fuman, que tiene una profundidad de 8.000 metros y reservas de mil millones de toneladas. El pozo tiene una profundidad diseñada de 11.100 metros y un período planificado de perforación y finalización de 457 días. El 4 de marzo de 2024, la profundidad de perforación de Shendi Teke 1 superó los 10.000 metros, lo que lo convierte 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 tecnología de ingeniería de petróleo y gas, con numerosos cuellos de botella técnicos. También es un indicador clave de la tecnología de ingeniería y las capacidades de equipamiento 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 presión ultra alta con una capacidad de 175 MPa y equipos de fluidos de fracturación, que se probaron con éxito en el sitio. Estos desarrollos llevaron a la creación de varias tecnologías críticas para la perforación y terminación segura y eficiente de pozos ultraprofundos.

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

El 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. Cubre una superficie de 1.278 kilómetros cuadrados y tiene una reserva de recursos estimada en 1.112 millones de toneladas. En 2018 comenzó el desarrollo a gran escala del petróleo de esquisto de Jimusar. En el primer trimestre, la Zona Nacional de Demostración de Petróleo de Esquisto Terrestre Jimusar de Xinjiang produjo 315.000 toneladas de petróleo de esquisto, estableciendo un nuevo récord histórico. La zona de demostración está acelerando los 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 para 2024.

El petróleo de esquisto, que es petróleo adherido a la roca de esquisto o dentro de sus fisuras, es uno de los tipos de petróleo más difíciles de extraer. Xinjiang tiene 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 el futuro reemplazo del petróleo. Wu Chengmei, ingeniero secundario del Centro de Investigación Geológica del Área de Operaciones del Campo Petrolífero de Jiqing en el campo petrolífero de Xinjiang, explica que el petróleo de esquisto de Jimusar generalmente está enterrado a más de 3.800 metros bajo tierra. El entierro profundo y la permeabilidad particularmente baja hacen que la extracción sea tan desafiante como extraer aceite 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; en segundo lugar, los puntos óptimos son pequeños y difíciles de predecir; tercero, el alto contenido de arcilla dificulta la fractura; 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 retorno 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 prevé utilizar el fluido de fracturamiento reconstituido en una operación de fracturamiento a gran escala.

La formación principal del proyecto consta de vetas de carbón y secciones de lutita gris y marrón, que son formaciones sensibles al agua. En el bloque de petróleo de esquisto de Jimusar, la sección de agujero abierto del segundo pozo es larga y el tiempo de inmersión 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 petróleo no causan efectos de hidratación. Los fluidos de perforación en emulsión de aceite en agua, cuando son estables, tampoco causan efectos de hidratación, por lo que los fluidos de perforación a base de petróleo no crean presiones de hinchazón por hidratación. La investigación ha llevado a la adopción de un sistema de lodo a base de petróleo, con principios y medidas anti-colapso como los siguientes: 1. Inhibición química: Controlar la relación petróleo-agua por encima de 80:20 para reducir la invasión de la fase de agua en la formación, previniendo efectivamente Hinchazón y colapso de vetas de carbón y formaciones altamente sensibles al agua. 2. Taponamiento físico: Agregar agentes de peso, como materiales de calcio, por adelantado en formaciones débiles para mejorar la capacidad de soporte de presión de la formación y evitar fugas en el pozo. 3. Soporte mecánico: Controlando la densidad por encima de 1,52 g/cm³, aumentando gradualmente la densidad hasta el límite de diseño de 1,58 g/cm³ en la sección de reconstrucción. Los agentes densificantes producidos por Youzhu Company pueden lograr el efecto deseado, asegurando la finalización exitosa y sin problemas de los proyectos de perforación y terminación de pozos.