Cas d'application des 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 conduites de blocage de pétrole lourd, économisant ainsi 13,683 millions de yuans de coûts d'approvisionnement.

Lors de l'utilisation des oléoducs, leur diamètre se rétrécit progressivement sous l'effet de la cire, des polymères et des sels, ce qui réduit le débit du pétrole brut et affecte la production. Par conséquent, les sociétés de forage nettoient généralement les oléoducs une fois par an. Après le traitement des soudures, il est nécessaire de nettoyer les oléoducs.

En général, les tubes en acier utilisés pour le pétrole présentent de la rouille sur leurs surfaces intérieures et extérieures. Sans nettoyage, l'huile hydraulique risque de s'encrasser après utilisation, affectant ainsi le fonctionnement normal des dispositifs hydrauliques. Il est donc nécessaire d'éliminer la rouille de la surface intérieure des tubes par lavage à l'acide. Ce lavage permet également d'éliminer la rouille de la surface extérieure, ce qui facilite l'application d'une peinture antirouille sur la surface extérieure des tubes, assurant ainsi une protection anticorrosion durable. Le lavage à l'acide est généralement réalisé avec une solution acide à une concentration comprise entre 0 % et 15 %. Youzhu Company propose des inhibiteurs de corrosion : l'UZ CI-180, un inhibiteur de corrosion acidifiant résistant aux hautes températures pour les champs pétrolifères. Lors du processus d'acidification ou de décapage, l'acide corrode l'acier et, à haute température, la vitesse et l'étendue de la corrosion augmentent considérablement. Par conséquent, dans la production pétrolière, la prévention de la corrosion des tubes haute température est particulièrement importante, non seulement pour les bénéfices de l'exploitation pétrolière, mais aussi pour la sécurité de la production. Le degré d'érosion acide sur les pipelines et les équipements dépend du temps de contact, de la concentration en acide et des conditions de température, entre autres. L'UZ CI-180 présente une excellente résistance aux hautes températures. À des températures allant jusqu'à 180 °C (350 °F), l'ajout d'UZ CI-180 au mélange acide permet de réduire considérablement l'effet corrosif de l'acide sur l'acier à haute température au fond du puits. Youzhu a reçu une distinction 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 barre des 20 jours de forage, achevé avec 24 jours d'avance. Il s'agit de l'une des trois zones nationales de démonstration de pétrole de schiste approuvées par l'Administration nationale de l'énergie et de la première zone nationale de démonstration de pétrole de schiste de bassin de faille continentale en Chine. L'achèvement du puits 24 jours plus tôt que prévu a permis d'économiser plus de 10 millions de yuans.

En raison de la proximité d'un puits fracturé à seulement 400 mètres et de la limite rocheuse graveleuse, le puits Fengye 1-10HF était exposé à des risques d'infiltration d'eau, de débordement et de perte de fluide. De plus, les températures élevées au fond du puits posaient des défis à divers instruments. L'équipe du projet s'est concentrée sur le soutien technique et la résolution de problèmes technologiques clés. Elle a successivement surmonté des contraintes telles que la difficulté de prédire les zones idéales de forte hétérogénéité, les limites des instruments à hautes températures et pressions, et la coexistence de pertes et d'afflux de fluide de forage.

Ils ont développé et appliqué un système de boue synthétique pour améliorer la fluidité. Parmi ces additifs, l'additif de fluide de forage TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, développé par Youzhu, permet de former un film de haute qualité à la surface du puits de schiste, empêchant ainsi le filtrat de fluide de forage de pénétrer dans la formation. TF FL WH-1 est conçu pour une utilisation dans les puits dont la température de circulation en fond de trou (BHCT) est comprise entre 15,6 °C et 204 °C.

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

Les résultats d'application 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 du chenal fluvial jurassique, a proposé de manière innovante le concept de fracturation « fracturation, imbibition et intégration du puits fermé ». Cette approche a été développée pour répondre aux caractéristiques des réservoirs denses de grès du chenal fluvial et aux coefficients de pression de formation élevés. La technologie de fracturation optimisée, qui comprend « coupe serrée + obturation et dérivation temporaires + ajout de sable à haute intensité + amélioration de l'huile par imbibition », a considérablement amélioré la capacité d'écoulement du pétrole et du gaz souterrains et a établi un nouveau modèle de fracturation, servant de référence pour la fracturation à grande échelle des puits horizontaux.

L'additif de perte de fluide haute température, l'agent de colmatage anti-effondrement haute température et le régulateur de débit haute température de Youzhuo, intégrés au fluide de fracturation, surmontent les problèmes de pression et de perte de fluide causés par la pression interstitielle de la formation, les contraintes du puits et la résistance de la roche. La technologie spéciale de colmatage par gel, issue de la Southwest Petroleum University, permet au gel de cesser automatiquement de couler après avoir pénétré dans la couche de perte, comblant ainsi les fractures et les vides, formant ainsi un « bouchon de gel » qui isole le fluide interne de la formation du fluide du puits. Cette technologie est très efficace pour les fuites importantes dans les formations fracturées, poreuses et brisées, avec des pertes de fluide importantes et des volumes de retour minimes.

Le 30 mai 2023, à 11h46, le champ pétrolifère de Tarim, propriété de la China National Petroleum Corporation (CNPC), a commencé le forage du puits Shendi Teke 1, marquant le début d'une exploration géologique et technique ultra-profonde, jusqu'à 10 000 mètres de profondeur. Ce moment historique pour l'ingénierie des profondeurs terrestres en Chine marque une avancée majeure dans la technologie d'exploration des profondeurs terrestres 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, au Xinjiang, au cœur du désert du Taklamakan. Il s'agit d'un important projet de forage en profondeur mené par CNPC dans le champ pétrolifère du Tarim, adjacent à la zone pétrolière et gazière ultra-profonde de Fuman, dont la profondeur atteint 8 000 mètres et les réserves s'élèvent à un milliard de tonnes. La profondeur nominale du puits est de 11 100 mètres et la durée prévue du forage et de l'achèvement est de 457 jours. Le 4 mars 2024, la profondeur de forage de Shendi Teke 1 a dépassé les 10 000 mètres, devenant ainsi le deuxième puits vertical au monde et le premier en Asie à dépasser cette profondeur. Cette étape importante témoigne de la capacité de la Chine à surmonter de manière autonome les défis techniques liés au forage de puits ultra-profonds de cette ampleur.

Le forage à 10 000 mètres de profondeur est l'un des domaines les plus exigeants de l'ingénierie pétrolière et gazière, confronté à de nombreux obstacles techniques. Il constitue également un indicateur clé des capacités d'un pays en matière de technologie et d'équipements d'ingénierie. Face à des conditions extrêmes de température et de pression en fond de trou, des avancées significatives ont été réalisées dans les domaines des fluides de forage haute température, des moteurs résistants aux hautes températures et des technologies de forage directionnel. Des avancées ont également été réalisées dans les équipements d'échantillonnage de carottes et de diagraphie par câble, les camions de fracturation ultra-haute pression d'une capacité de 175 MPa et les équipements de fluides de fracturation, qui ont été testés avec succès sur site. Ces développements ont conduit à la création de plusieurs technologies essentielles 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 pris en compte grâce au développement de réducteurs de pertes de fluide et d'inhibiteurs de corrosion performants, qui maintiennent d'excellentes propriétés rhéologiques à haute température et sont faciles à régler et à entretenir. Des additifs de contrôle de l'argile ont également amélioré la capacité de déshydratation des particules d'argile à ultra-haute température, améliorant ainsi l'adaptabilité et la stabilité du fluide de forage.

Le pétrole de schiste de Jimusar est la première zone de démonstration nationale terrestre de pétrole de schiste en Chine, située dans la partie orientale du bassin de Junggar. Elle couvre une superficie de 1 278 kilomètres carrés et possède des réserves de ressources estimées à 1,112 milliard de tonnes. En 2018, le développement à grande échelle du pétrole de schiste de Jimusar a débuté. Au premier trimestre, la zone de démonstration nationale terrestre de pétrole de schiste de Jimusar au Xinjiang a produit 315 000 tonnes de pétrole de schiste, établissant un nouveau record historique. La zone de démonstration accélère les efforts visant à accroître les réserves et la production de pétrole de schiste, avec l'objectif de réaliser 100 puits de forage et 110 puits de fracturation d'ici 2024.

Le pétrole de schiste, c'est-à-dire le pétrole fixé à la roche de schiste ou contenu dans ses fissures, est l'un des types de pétrole les plus difficiles à extraire. Le Xinjiang possède d'abondantes ressources en pétrole de schiste, offrant de vastes perspectives d'exploration et de développement. La Chine a identifié ces ressources comme un secteur clé pour le remplacement futur 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. Cet enfouissement profond et sa perméabilité particulièrement faible rendent son extraction aussi difficile que celle 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 le rend difficile à écouler ; deuxièmement, les zones idéales sont étroites et difficiles à prévoir ; troisièmement, la forte teneur en argile rend la fracturation difficile ; quatrièmement, la distribution est irrégulière, ce qui complique les opérations. Ces facteurs ont longtemps limité l'exploitation efficace et à grande échelle du pétrole de schiste terrestre en Chine. Dans le cadre du projet, pour traiter le fluide de reflux de fracturation, un nouvel additif est utilisé pour réduire la pollution et recycler le fluide, le transformant ainsi en fluide de fracturation réutilisable. Cette méthode a été testée sur neuf puits en 2023 avec d'excellents résultats. À partir de 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 gris et brun, formations sensibles à l'eau. Dans le bloc de schiste bitumineux de Jimusar, la section à ciel ouvert du deuxième puits est longue et le temps d'immersion de la formation est prolongé. L'utilisation de boues aqueuses peut entraîner des effondrements et une instabilité, mais les fluides de forage à base d'huile ne provoquent pas d'effets d'hydratation. Les fluides de forage à base d'émulsion huile-dans-eau, lorsqu'ils sont stables, ne provoquent pas non plus d'effets d'hydratation ; ils ne créent donc pas de pressions de gonflement dues à l'hydratation. Les recherches ont conduit à l'adoption d'un système de boues à base d'huile, avec les principes et mesures anti-effondrement suivants : 1. Inhibition chimique : Contrôle du rapport huile-eau au-dessus de 80:20 pour réduire l'invasion de la phase aqueuse dans la formation, empêchant ainsi efficacement le gonflement et l'effondrement des veines de charbon et des formations très sensibles à l'eau. 2. Obturation physique : Ajout préalable d'agents alourdissants tels que des matériaux calciques dans les formations fragiles afin d'améliorer la capacité de charge de la formation et de prévenir les fuites du puits. 3. Support mécanique : contrôle de la densité au-dessus de 1,52 g/cm³, puis augmentation progressive de la densité jusqu'à la limite de conception de 1,58 g/cm³ lors de la phase de construction. Les agents de lestage produits par Youzhu permettent d'obtenir l'effet souhaité et de garantir la réussite des projets de forage et de complétion de puits.