Cas d’application d’additifs chimiques pour champs pétrolifères

En 2022, face à l'impact de la pandémie de COVID-19, le Centre de gestion de l'achèvement des puits de pétrole du Nord-Ouest a achevé 24 projets, notamment des équipements de contrôle des puits de pétrole et le nettoyage des canalisations de blocage de pétrole lourd, économisant ainsi des coûts d'approvisionnement de 13,683 millions de yuans.

Lors de l'utilisation des oléoducs, le diamètre du tuyau devient de plus en plus étroit en raison des effets de la cire, des polymères et des sels, réduisant ainsi le débit de pétrole brut et affectant la production de pétrole brut. C’est pourquoi les sociétés de forage nettoient généralement les canalisations une fois par an. Après avoir traité les cordons de soudure des joints de tuyaux, il est nécessaire de nettoyer les tuyaux.

Dans des conditions générales, les tuyaux en acier utilisés comme conduites d’huile présentent de la rouille sur les surfaces intérieures et extérieures. S'il n'est pas nettoyé, cela contaminera l'huile hydraulique après utilisation, affectant le fonctionnement normal des dispositifs hydrauliques. Par conséquent, il est nécessaire d’éliminer la rouille sur la surface intérieure des tuyaux par lavage acide. Le lavage à l'acide peut également éliminer la rouille sur la surface extérieure des tuyaux, ce qui est bénéfique pour appliquer une peinture antirouille sur la surface extérieure des tuyaux, offrant ainsi une protection anticorrosion durable. Le lavage acide est généralement réalisé à l'aide d'une solution acide ayant une concentration de 0% à 15%. Youzhu Company, en fournissant des produits inhibiteurs de corrosion : UZ CI-180, un inhibiteur de corrosion acidifiant résistant aux hautes températures pour une utilisation sur les champs pétrolifères. Lors du processus d'acidification ou de décapage, l'acide corrode l'acier et, à haute température, le taux et la plage de corrosion seront considérablement augmentés. Par conséquent, dans la production des champs pétrolifères, la prévention de la corrosion des tuyaux à haute température est particulièrement importante. ce qui n'est pas seulement lié aux avantages de l'exploitation des champs pétrolifères, mais aussi étroitement lié à la sécurité de la production. Le degré d'érosion acide sur les pipelines et les équipements dépend du temps de contact, de la concentration d'acide et des conditions de température, etc. L'UZ CI-180 a une excellente résistance aux températures élevées et, à des températures allant jusqu'à 350 °F (180 °C), la corrosion L'effet de l'acide sur l'acier à haute température au fond du puits peut être considérablement réduit en ajoutant de l'UZ CI-180 au mélange acide. Youzhu a reçu une grande reconnaissance de la part du Northwest Oilfield Management Center pour ses projets de nettoyage de canalisations, de formulation de fluides de forage et de maintenance d'équipements.

Situé sur Dong San Road dans la ville de Dongying, le puits Fengye 1-10HF est le premier puits horizontal de pétrole de schiste à franchir la barrière du cycle de forage de 20 jours, achevé 24 jours avant la date prévue. Il s'agit de l'une des trois zones nationales de démonstration du pétrole de schiste approuvées par l'Administration nationale de l'énergie et de la première zone nationale de démonstration du pétrole de schiste des bassins de failles continentales en Chine. En complétant le puits 24 jours avant la date prévue, plus de 10 millions de yuans ont été économisés en coûts.

En raison de la proximité d'un puits voisin fracturé à seulement 400 mètres et de la proximité de la limite de gravier, le puits Fengye 1-10HF était confronté à des risques d'intrusion d'eau, de débordement et de perte de fluide. De plus, les températures élevées au fond du puits posaient des problèmes à divers instruments. L'équipe du projet s'est concentrée sur le support technologique en ingénierie et sur la résolution des problèmes technologiques clés. Ils ont successivement résolu des contraintes telles que la difficulté de prédire les zones idéales de forte hétérogénéité, les limitations des instruments sous des températures et pressions élevées, et la coexistence de pertes et d'afflux de fluides de forage.

Ils ont développé et appliqué un système de boue synthétique pour améliorer la fluidité. Parmi ceux-ci, l'additif pour fluide de forage actuel TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, développé par Youzhu, peut former un film de haute qualité sur la surface du puits de forage de schiste, empêchant le filtrat du fluide de forage de pénétrer dans la formation, TF FL WH- 1 est conçu pour être utilisé dans des puits avec des températures de circulation de fond de trou (BHCT) comprises entre 60 ℉ (15,6 ℃) et 400 ℉ (204 ℃).

TF FL WH-1 permet un contrôle des pertes de fluide API inférieur à 36 cc/30 min tout en contrôlant la migration des gaz depuis la formation. Généralement, 0,6 % à 2,0 % de BWOC est requis dans la plupart des boues. Il est généralement utilisé à une dose inférieure à 0,8 % de BWOC, protégeant ainsi le réservoir et stabilisant le puits de forage. Cela scelle efficacement les pores et les microfractures du schiste, empêchant le filtrat du fluide de forage d'envahir et réduisant la transmission de la pression interstitielle, améliorant ainsi considérablement l'inhibition du fluide de forage.

Les résultats des applications sur le terrain montrent que le fluide de forage à base d'eau haute performance est hautement inhibiteur, augmente la vitesse de forage mécanique, est stable à haute température, protège le réservoir et est respectueux de l'environnement.

En février 2022, le puits Bazhong 1HF de Sinopec, situé dans le réservoir de pétrole et de gaz de grès du canal fluvial du Jurassique, a proposé de manière innovante le concept de conception de fracturation « fracturation, imbibition et intégration du puits fermé ». Cette approche a été développée pour tenir compte des caractéristiques des réservoirs denses de grès des chenaux fluviaux et des coefficients de pression de formation élevés. La technologie de fracturation optimisée, qui comprend « une coupe serrée + un colmatage et un détournement temporaires + un ajout de sable de haute intensité + une amélioration du pétrole par imbibition », a considérablement amélioré la capacité d'écoulement du pétrole et du gaz souterrains et a établi un nouveau modèle de fracturation, fournissant une référence pour les grands- fracturation à grande échelle des puits horizontaux.

L'additif de perte de fluide à haute température de Youzhuo, l'agent de colmatage anti-effondrement à haute température et le régulateur de débit à haute température dans le fluide de fracturation surmontent les défis de pression et de perte de fluide causés par la pression interstitielle de la formation, la contrainte du puits de forage et la résistance de la roche. La technologie spéciale de colmatage par gel, dérivée de la Southwest Petroleum University, permet au gel spécial de cesser automatiquement de s'écouler après avoir pénétré dans la couche de perte, remplissant les fractures et les espaces vides, formant un « bouchon de gel » qui isole le fluide de formation interne du fluide du puits de forage. Cette technologie est très efficace pour les fuites graves dans les formations fracturées, poreuses et brisées avec une perte de fluide importante et des volumes de retour minimes.

Le 30 mai 2023, à 11 h 46, la société Tarim Oilfield de la China National Petroleum Corporation (CNPC) a commencé le forage du puits Shendi Teke 1, marquant le début d'un voyage d'exploration des sciences géologiques et techniques ultra-profondes à des profondeurs atteignant 10 000 mètres. Il s'agit d'un moment historique pour l'ingénierie des terres profondes de la Chine, signifiant une avancée majeure dans la technologie d'exploration des terres profondes du pays et le début de « l'ère des 10 000 mètres » en matière de capacités de forage.

Le puits Shendi Teke 1 est situé dans le comté de Shaya, préfecture d'Aksu, Xinjiang, au cœur du désert du Taklamakan. Il s'agit d'un important « projet en terre profonde » réalisé par CNPC dans le champ pétrolifère de Tarim, adjacent à la zone pétrolière et gazière ultra-profonde de Fuman, qui a une profondeur de 8 000 mètres et des réserves d'un milliard de tonnes. Le puits a une profondeur prévue de 11 100 mètres et une période de forage et d'achèvement prévue de 457 jours. Le 4 mars 2024, la profondeur de forage de Shendi Teke 1 a dépassé 10 000 mètres, ce qui en fait le deuxième puits vertical au monde et le premier en Asie à dépasser cette profondeur. Cette étape importante indique que la Chine a surmonté de manière indépendante les défis techniques associés au forage de puits ultra-profonds de cette ampleur.

Le forage à des profondeurs de 10 000 mètres est l’un des domaines les plus difficiles de la technologie de l’ingénierie pétrolière et gazière, avec de nombreux goulots d’étranglement techniques. Il s'agit également d'un indicateur clé des capacités en matière de technologie et d'équipement d'ingénierie d'un pays. Face à des conditions extrêmes de température et de pression en fond de trou, des progrès significatifs ont été réalisés dans les fluides de forage à haute température, les moteurs résistants aux hautes températures et les technologies de forage directionnel. Des avancées ont également été réalisées dans les équipements de carottage et de diagraphie par câble, les camions de fracturation à ultra haute pression d'une capacité de 175 MPa et les équipements de fluide de fracturation, qui ont été testés avec succès sur site. Ces développements ont conduit à la création de plusieurs technologies critiques pour le forage et la complétion sûrs et efficaces de puits ultra-profonds.

Dans le système de fluide de forage utilisé dans ce projet, des environnements spécifiques à haute température et haute pression ont été abordés avec le développement de réducteurs de perte de fluide et d'inhibiteurs de corrosion supérieurs qui maintiennent d'excellentes propriétés rhéologiques à des températures élevées et sont faciles à ajuster et à entretenir. Les additifs de contrôle de l'argile ont également amélioré la capacité de déshydratation des particules d'argile dans des conditions de température ultra-élevée, améliorant ainsi l'adaptabilité et la stabilité du fluide de forage.

Le pétrole de schiste de Jimusar est la première zone nationale de démonstration de pétrole de schiste terrestre de Chine, située dans la partie orientale du bassin de Junggar. Il couvre une superficie de 1 278 kilomètres carrés et dispose d'une réserve de ressources estimée à 1,112 milliard de tonnes. En 2018, le développement à grande échelle du pétrole de schiste de Jimusar a commencé. Au premier trimestre, la zone nationale de démonstration de pétrole de schiste terrestre Jimusar du Xinjiang a produit 315 000 tonnes de pétrole de schiste, établissant un nouveau record historique. La zone de démonstration accélère les efforts visant à augmenter les réserves et la production de pétrole de schiste, avec des plans pour achever 100 puits de forage et 110 puits de fracturation d'ici 2024.

Le pétrole de schiste, qui est du pétrole attaché à la roche de schiste ou dans ses fissures, est l’un des types de pétrole les plus difficiles à extraire. Le Xinjiang possède de riches ressources en pétrole de schiste offrant de larges perspectives d’exploration et de développement. La Chine a identifié les ressources en pétrole de schiste comme un domaine clé pour le futur remplacement du pétrole. Wu Chengmei, ingénieur secondaire au Centre de recherche géologique de la zone d'exploitation du champ pétrolifère de Jiqing dans le champ pétrolifère du Xinjiang, explique que le pétrole de schiste de Jimusar est généralement enfoui à plus de 3 800 mètres sous terre. L’enfouissement profond et la perméabilité particulièrement faible rendent l’extraction aussi difficile que l’extraction de l’huile d’une pierre à aiguiser.

L'exploitation du pétrole de schiste terrestre en Chine est généralement confrontée à quatre défis majeurs : premièrement, le pétrole est relativement lourd, ce qui rend son écoulement difficile ; deuxièmement, les zones idéales sont petites et difficiles à prévoir ; troisièmement, la teneur élevée en argile rend la fracturation difficile ; quatrièmement, la distribution est incohérente, ce qui complique les opérations. Ces facteurs ont longtemps limité le développement efficace et à grande échelle du pétrole de schiste terrestre en Chine. Dans le projet, pour traiter le fluide de reflux de fracturation, un nouvel additif est utilisé pour réduire la pollution et recycler le fluide, le transformant à nouveau en fluide de fracturation pour sa réutilisation. Cette méthode a été testée sur neuf puits en 2023 avec d’excellents résultats. Dès juin 2024, le projet prévoit d'utiliser le fluide de fracturation reconstitué dans une opération de fracturation à grande échelle.

La formation principale du projet est constituée de veines de charbon et de sections de mudstone grises et brunes, qui sont des formations sensibles à l'eau. Dans le bloc de pétrole de schiste Jimusar, la section à trou ouvert du deuxième puits est longue et le temps de trempage de la formation est prolongé. Si de la boue à base d’eau est utilisée, un effondrement et une instabilité sont probables, mais les fluides de forage à base de pétrole ne provoquent pas d’effets d’hydratation. Les fluides de forage à émulsion huile-dans-eau, lorsqu'ils sont stables, ne provoquent pas non plus d'effets d'hydratation, de sorte que les fluides de forage à base de pétrole ne créent pas de pressions de gonflement d'hydratation. La recherche a conduit à l'adoption d'un système de boue à base de pétrole, avec les principes et mesures anti-effondrement suivants : 1. Inhibition chimique : contrôler le rapport huile-eau au-dessus de 80:20 pour réduire l'invasion de la phase aqueuse dans la formation, empêchant ainsi gonflement et effondrement des couches de charbon et des formations très sensibles à l'eau. 2. Obturation physique : ajout d'agents de pondération tels que des matériaux calciques à l'avance dans les formations faibles pour améliorer la capacité de charge de la formation et empêcher les fuites de puits. 3. Support mécanique : Contrôler la densité au-dessus de 1,52 g/cm³, en augmentant progressivement la densité jusqu'à la limite de conception de 1,58 g/cm³ dans la section d'accumulation. Les agents alourdissants produits par la société Youzhu peuvent obtenir l'effet souhaité, garantissant la réussite et la réussite des projets de forage et de complétion de puits.