Casos de aplicación de aditivos químicos para xacementos petrolíferos

En 2022, ante o impacto da pandemia de COVID-19, o Northwest Oilfield Well Completion Management Center completou 24 proxectos, incluíndo equipos de control de pozos de petróleo e limpeza de tubos de obstrucción de petróleo pesado, o que aforrou custos de adquisición de 13,683 millóns de yuans.

Durante o uso de tubos de petróleo, o diámetro do tubo faise cada vez máis estreito debido aos efectos da cera, polímeros e sales, reducindo o fluxo de cru e afectando a produción de cru. Polo tanto, as empresas de perforación xeralmente limpan as tubaxes unha vez ao ano. Despois de tratar as soldaduras das unións dos tubos, é necesario limpar os tubos.

En condicións xerais, os tubos de aceiro utilizados como tubos de aceite teñen ferruxe tanto nas superficies internas como externas. Se non se limpa, contaminará o aceite hidráulico despois do seu uso, afectando o funcionamento normal dos dispositivos hidráulicos. Polo tanto, é necesario eliminar a ferruxe da superficie interna dos tubos mediante un lavado con ácido. O lavado con ácido tamén pode eliminar a ferruxe da superficie exterior dos tubos, o que é beneficioso para aplicar pintura anticorrosiva na superficie exterior dos tubos, proporcionando unha protección anticorrosiva de longa duración. O lavado con ácido realízase xeralmente mediante unha solución ácida cunha concentración do 0% ao 15%. Youzhu Company, proporcionando produtos inhibidores da corrosión: UZ CI-180, un inhibidor da corrosión acidificante resistente a altas temperaturas para uso en campos petrolíferos. No proceso de acidificación ou decapado, o ácido corroerá o aceiro e, a altas temperaturas, a velocidade e o rango de corrosión aumentarán moito, polo tanto, na produción de xacementos petrolíferos, a prevención da corrosión dos tubos de alta temperatura é particularmente importante. que non só está relacionado cos beneficios da explotación dos xacementos petrolíferos, senón que tamén está moi relacionado coa seguridade da produción. O grao de erosión ácida en conducións e equipos depende do tempo de contacto, a concentración de ácido e as condicións de temperatura, etc. UZ CI-180 ten unha excelente resistencia ás altas temperaturas e a temperaturas de ata 350 °F (180 °C), a corrosión O efecto do ácido sobre o aceiro a altas temperaturas no fondo do pozo pode reducirse moito engadindo UZ CI-180 á mestura de ácido. Youzhu recibiu un alto recoñecemento do Northwest Oilfield Management Center polos seus proxectos de limpeza de tubaxes, formulación de fluídos de perforación e mantemento de equipos.

Situado na estrada Dong San, na cidade de Dongying, o pozo Fengye 1-10HF é o primeiro pozo horizontal de petróleo de esquisto que atravesa a barreira do ciclo de perforación de 20 días, completando 24 días antes do previsto. É unha das tres zonas nacionais de demostración de petróleo de xisto aprobadas pola Administración Nacional de Enerxía e a primeira zona de demostración nacional de petróleo de xisto da conca de falla continental en China. Ao completar o pozo 24 días antes do previsto, aforráronse máis de 10 millóns de yuans en custos.

Debido á proximidade a un pozo próximo fracturado a só 400 metros de distancia e á proximidade ao límite de grava, o pozo Fengye 1-10HF afrontaba riscos de intrusión de auga, desbordamento e perda de fluídos. Ademais, as altas temperaturas no fondo do pozo supuxeron desafíos para varios instrumentos. O equipo do proxecto centrouse no apoio tecnolóxico de enxeñería e na resolución de problemas tecnolóxicos clave. Resolveron sucesivamente limitacións como a dificultade para prever puntos de forte heteroxeneidade, limitacións dos instrumentos a altas temperaturas e presións e a coexistencia de perdas e afluencia de fluídos de perforación.

Desenvolveron e aplicaron un sistema de barro de base sintética para mellorar a fluidez. Entre estes, o aditivo actual para fluídos de perforación TF FL WH-1 aditivos de perda de fluídos de cemento, desenvolvido por Youzhu pode formar unha película de alta calidade na superficie do pozo de xisto, evitando que o filtrado do fluído de perforación entre na formación, TF FL WH- 1 está deseñado para o seu uso en pozos con temperaturas de circulación de fondo (BHCT) entre 60 ℉ (15,6 ℃) e 400 ℉ (204 ℃).

TF FL WH-1 proporciona un control de perda de fluído API por debaixo de 36 cc/30 min ao tempo que controla a migración de gas desde a formación. Xeralmente é necesario entre 0,6% e 2,0% de BWOC na maioría dos puríns. Normalmente úsase a unha dose inferior ao 0,8% de BWOC, protexendo así o depósito e estabilizando o pozo. Isto sela eficazmente os poros e microfracturas de xisto, evitando que o filtrado do fluído de perforación invada e reducindo a transmisión da presión de poros, mellorando significativamente a inhibición do fluído de perforación.

Os resultados das aplicacións de campo mostran que o fluído de perforación a base de auga de alto rendemento é altamente inhibidor, aumenta a velocidade de perforación mecánica, é estable a altas temperaturas, protexe o depósito e é respectuoso co medio ambiente.

En febreiro de 2022, o pozo Bazhong 1HF de Sinopec, situado no depósito de petróleo e gas de pedra arenisca da canle do río Xurásico, propuxo de forma innovadora o concepto de deseño de fractura de "fracturación, imbibición e integración ben pechada". Este enfoque foi desenvolvido para abordar as características dos encoros de arenisca da canle fluvial densa e os altos coeficientes de presión de formación. A tecnoloxía de fracturación optimizada, que inclúe "corte axustado + taponamento e desvío temporal + adición de area de alta intensidade + mellora de aceite de imbibición", mellorou significativamente a capacidade de fluxo de petróleo e gas subterráneos e estableceu un novo modelo de fracturación, que proporciona unha referencia para grandes fractura a escala de pozos horizontais.

O aditivo de perda de fluído a alta temperatura de Youzhuo, o axente de obturación anti-colapso a alta temperatura e o regulador de tipo de fluxo de alta temperatura no fluído de fracturación superan os desafíos de presión e perda de fluído causados ​​pola presión de poros da formación, a tensión do pozo e a resistencia da rocha. A tecnoloxía especial de tapón de xel, derivada da Southwest Petroleum University, permite que o xel especial deixe de fluír automaticamente despois de entrar na capa de perda, enchendo fracturas e espazos baleiros, formando un "tapón de xel" que illa o fluído de formación interna do fluído do pozo. Esta tecnoloxía é moi eficaz para fugas severas en formacións fracturadas, porosas e rotas con perdas significativas de fluído e volumes de retorno mínimos.

O 30 de maio de 2023, ás 11:46 horas, o Tarim Oilfield of China National Petroleum Corporation (CNPC) comezou a perforar no pozo Shendi Teke 1, o que sinala o inicio dunha viaxe para explorar as ciencias xeolóxicas e de enxeñería ultraprofundas a profundidades que alcanzan 10.000 metros. Isto marca un momento histórico para a enxeñería de terras profundas de China, o que significa un gran avance na tecnoloxía de exploración de terras profundas do país e o inicio da "era dos 10.000 metros" nas capacidades de perforación.

O pozo Shendi Teke 1 está situado no condado de Shaya, na prefectura de Aksu, Xinjiang, no corazón do deserto de Taklamakan. Trátase dun importante "proxecto de terra profunda" da CNPC no campo petrolífero de Tarim, adxacente á zona ultraprofunda de petróleo e gas de Fuman, que ten unha profundidade de 8.000 metros e unhas reservas de mil millóns de toneladas. O pozo ten unha profundidade proxectada de 11.100 metros e un período previsto de perforación e finalización de 457 días. O 4 de marzo de 2024, a profundidade de perforación do Shendi Teke 1 superou os 10.000 metros, polo que é o segundo pozo vertical do mundo e o primeiro de Asia en superar esta profundidade. Este fito indica que China superou de forma independente os desafíos técnicos asociados á perforación de pozos ultraprofundos desta magnitude.

A perforación a profundidades de 10.000 metros é un dos campos máis desafiantes na tecnoloxía da enxeñaría de petróleo e gas, con numerosos embotellamentos técnicos. Tamén é un indicador clave da tecnoloxía de enxeñaría e das capacidades dos equipos dun país. Ante condicións extremas de presión e temperatura de fondo de pozo, realizáronse avances significativos en fluídos de perforación a alta temperatura, motores resistentes a altas temperaturas e tecnoloxías de perforación direccional. Tamén se lograron avances en equipos de mostraxe de núcleos e rexistro de cables, camións de fracturación a ultra alta presión con 175 MPa de capacidade e equipos de fluído de fracturación, que se probaron con éxito in situ. Estes desenvolvementos levaron á creación de varias tecnoloxías críticas para a perforación segura e eficiente e a realización de pozos ultraprofundos.

No sistema de fluídos de perforación utilizado neste proxecto, abordáronse ambientes específicos de alta temperatura e alta presión co desenvolvemento de redutores de perdas de fluídos e inhibidores de corrosión superiores que manteñan excelentes propiedades reolóxicas a altas temperaturas e sexan fáciles de axustar e manter. Os aditivos de control de arxila tamén melloraron a capacidade de deshidratación das partículas de arxila en condicións de temperatura ultra alta, mellorando a adaptabilidade e estabilidade do fluído de perforación.

O aceite de esquisto de Jimusar é a primeira zona nacional de demostración de petróleo de xisto terrestre de China, situada na parte leste da conca de Junggar. Abrangue unha superficie de 1.278 quilómetros cadrados e conta cunha reserva de recursos estimada de 1.112 millóns de toneladas. En 2018, comezou o desenvolvemento a gran escala do petróleo de esquisto de Jimusar. No primeiro trimestre, a Zona Nacional de Demostración de Petróleo de Xisto Terrestre de Xinjiang Jimusar produciu 315.000 toneladas de aceite de xisto, o que establece un novo récord histórico. A zona de demostración está acelerando os esforzos para aumentar as reservas e a produción de petróleo de xisto, con plans para completar 100 pozos de perforación e 110 pozos de fracturación para 2024.

O aceite de xisto, que é o aceite unido á rocha de xisto ou dentro das súas fisuras, é un dos tipos de petróleo máis difíciles de extraer. Xinjiang ten ricos recursos de petróleo de esquisto con amplas perspectivas de exploración e desenvolvemento. China identificou os recursos de petróleo de esquisto como unha área clave para a futura substitución do petróleo. Wu Chengmei, enxeñeiro secundario do Centro de Investigación Xeolóxica da Área de Operacións de Xacementos de Petróleo de Jiqing no campo petrolífero de Xinjiang, explica que o petróleo de esquisto de Jimusar está xeralmente enterrado a máis de 3.800 metros baixo terra. O profundo enterramento e a permeabilidade particularmente baixa fan que a extracción sexa tan difícil como extraer aceite dunha pedra de afilar.

O desenvolvemento do petróleo de esquisto terrestre de China enfróntase xeralmente a catro grandes desafíos: primeiro, o petróleo é relativamente pesado, o que dificulta o fluxo; en segundo lugar, os puntos doces son pequenos e difíciles de predicir; terceiro, o alto contido de arxila dificulta a fractura; en cuarto lugar, a distribución é inconsistente, complicando as operacións. Estes factores restrinxiron durante moito tempo o desenvolvemento eficiente e a gran escala do petróleo de xisto terrestre en China. No proxecto, para tratar o fluído de retorno de fractura, utilízase un novo aditivo para reducir a contaminación e reciclar o fluído, converténdoo de novo en fluído de fractura para a súa reutilización. Este método probouse en nove pozos en 2023 con excelentes resultados. A partir de xuño de 2024, o proxecto prevé utilizar o fluído de fractura reconstituído nunha operación de fracturación a gran escala.

A formación principal do proxecto consiste en vetas de carbón, seccións de lodo gris e marrón, que son formacións sensibles á auga. No bloque de petróleo de esquisto de Jimusar, a sección de burato aberto do segundo pozo é longa e o tempo de remollo da formación prolóngase. Se se usa barro a base de auga, é probable o colapso e a inestabilidade, pero os fluídos de perforación a base de petróleo non causan efectos de hidratación. Os fluídos de perforación en emulsión de aceite en auga, cando son estables, tampouco causan efectos de hidratación, polo que os fluídos de perforación a base de petróleo non crean presións de inchazo de hidratación. A investigación levou á adopción dun sistema de barro baseado en aceite, con principios e medidas anti-colapso como segue: 1. Inhibición química: controlando a proporción aceite-auga por riba de 80:20 para reducir a invasión da fase de auga na formación, evitando eficazmente inchazo e colapso de vetos de carbón e formacións moi sensibles á auga. 2. Taponamento físico: Engadir con antelación axentes de ponderación como materiais de calcio en formacións débiles para mellorar a capacidade de soportar a presión da formación e evitar fugas do pozo. 3. Soporte mecánico: controlando a densidade superior a 1,52 g/cm³, aumentando gradualmente a densidade ata o límite de deseño de 1,58 g/cm³ na sección de acumulación. Os axentes de ponderación producidos pola empresa Youzhu poden lograr o efecto desexado, garantindo a finalización sen problemas e con éxito dos proxectos de perforación e conclusión de pozos.