Casos de aplicación de aditivos químicos para campos petrolíferos

En 2022, ante o impacto da pandemia da COVID-19, o Centro de Xestión de Terminación de Pozos de Campos Petrolíferos do Noroeste completou 24 proxectos, incluíndo equipos de control de pozos de petróleo e limpeza de tubaxes de atascos de petróleo pesado, aforrando custos de adquisición de 13,683 millóns de yuans.

Durante o uso de tubaxes de petróleo, o diámetro da tubaxe faise cada vez máis estreito debido aos efectos da cera, os polímeros e os sales, o que reduce o fluxo de petróleo bruto e afecta á produción de petróleo bruto. Polo tanto, as empresas de perforación xeralmente limpan as tubaxes unha vez ao ano. Despois de tratar as costuras de soldadura das unións das tubaxes, é necesario limpar as tubaxes.

En condicións xerais, as tubaxes de aceiro utilizadas como tubaxes de petróleo presentan ferruxe tanto nas superficies interiores como exteriores. Se non se limpan, isto contaminará o aceite hidráulico despois do uso, o que afectará o funcionamento normal dos dispositivos hidráulicos. Polo tanto, é necesario eliminar a ferruxe da superficie interior das tubaxes mediante lavado con ácido. O lavado con ácido tamén pode eliminar a ferruxe da superficie exterior das tubaxes, o que é beneficioso para aplicar pintura antioxidante á superficie exterior das tubaxes, proporcionando unha protección anticorrosión duradeira. O lavado con ácido realízase xeralmente cunha solución ácida cunha concentración do 0 % ao 15 %. A empresa Youzhu ofrece produtos inhibidores de corrosión: UZ CI-180, un inhibidor de corrosión acidizante 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 taxa e o rango de corrosión aumentarán considerablemente, polo tanto, na produción de campos petrolíferos, a prevención da corrosión das tubaxes a alta temperatura é particularmente importante, o que non só está relacionado cos beneficios da explotación de campos petrolíferos, senón tamén estreitamente relacionado coa seguridade da produción. O grao de erosión ácida en tubaxes e equipos depende do tempo de contacto, a concentración de ácido e as condicións de temperatura, etc. O UZ CI-180 ten unha excelente resistencia a altas temperaturas e, a temperaturas de ata 180 °C (350 °F), o efecto da corrosión do ácido no aceiro a altas temperaturas no fondo do pozo pode reducirse considerablemente engadindo UZ CI-180 á mestura de ácido. Youzhu recibiu un alto recoñecemento do Centro de Xestión de Campos Petrolíferos do Noroeste 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 xisto en romper a barreira do ciclo de perforación de 20 días, completándose 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 nacional de demostración de petróleo de xisto de 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 que se fracturaba a só 400 metros de distancia e á proximidade ao límite da grava, o pozo Fengye 1-10HF enfrontábase a 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 enxeñaría e na abordaxe de problemas tecnolóxicos clave. Resolveron sucesivamente restricións como a dificultade para predicir puntos óptimos de forte heteroxeneidade, as limitacións dos instrumentos a altas temperaturas e presións e a coexistencia da perda e a afluencia de fluídos de perforación.

Desenvolveron e aplicaron un sistema de lodo sintético para mellorar a fluidez. Entre estes, o aditivo para fluído de perforación actual TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, desenvolvido por Youzhu, pode formar unha película de alta calidade na superficie do pozo de xisto, evitando que o filtrado de fluído de perforación entre na formación. O TF FL WH-1 está deseñado para o seu uso en pozos con temperaturas de circulación no fondo do pozo (BHCT) entre 15,6 ℃ e 204 ℃ (60 ℉).

O TF FL WH-1 proporciona control da perda de fluído API por debaixo de 36 cc/30 min, ao mesmo tempo que controla a migración de gas desde a formación. Xeralmente, requírese entre un 0,6 % e un 2,0 % de BWOC na maioría das lamas. Adoita usarse nunha dose inferior ao 0,8 % de BWOC, protexendo así o xacemento e estabilizando o pozo. Isto sela eficazmente os poros e as microfracturas da lousa, evitando que o filtrado de fluído de perforación invada e reducindo a transmisión da presión dos poros, o que mellora significativamente a inhibición do fluído de perforación.

Os resultados da aplicación en campo amosan que o fluído de perforación a base de auga de alto rendemento é altamente inhibitorio, aumenta a velocidade de perforación mecánica, é estable a altas temperaturas, protexe o xacemento e é respectuoso co medio ambiente.

En febreiro de 2022, o pozo Bazhong 1HF de Sinopec, situado no depósito de petróleo e gas de arenito do canal do río Xurásico, propuxo de forma innovadora o concepto de deseño de fracturación de "integración de fracturación, imbibición e peche de pozos". Esta abordaxe foi desenvolvida para abordar as características dos densos depósitos de arenito do canal fluvial e os altos coeficientes de presión de formación. A tecnoloxía de fracturación optimizada, que inclúe "corte axustado + taponamento e desvío temporais + adición de area de alta intensidade + mellora do petróleo por imbibición", mellorou significativamente a capacidade de fluxo de petróleo e gas subterráneos e estableceu un novo modelo de fracturación, proporcionando unha referencia para a fracturación a grande escala de pozos horizontais.

O aditivo para a perda de fluídos a alta temperatura de Youzhuo, o axente taponador anticolapso a alta temperatura e o regulador de fluxo a alta temperatura no fluído de fracturación superan os desafíos de presión e perda de fluídos causados ​​pola presión dos poros de formación, a tensión do pozo e a resistencia da rocha. A tecnoloxía especial de taponamento en 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 en xel" que illa o fluído de formación interno do fluído do pozo. Esta tecnoloxía é moi eficaz para fugas graves en formacións fracturadas, porosas e rotas con perda de fluído significativa e volumes de retorno mínimos.

O 30 de maio de 2023, ás 11:46, o campo petrolífero Tarim da China National Petroleum Corporation (CNPC) comezou a perforar o pozo Shendi Teke 1, o que marcou o comezo dunha viaxe para explorar as ciencias xeolóxicas e da enxeñaría ultraprofundas a profundidades que alcanzan os 10.000 metros. Isto marca un momento histórico para a enxeñaría de terras profundas da China, xa que supón un gran avance na tecnoloxía de exploración de terras profundas do país e o comezo da "era dos 10.000 metros" nas capacidades de perforación.

O pozo Shendi Teke 1 está situado no condado de Shaya, prefectura de Aksu, Xinjiang, no corazón do deserto de Taklamakan. Trátase dun importante "proxecto de terras profundas" da CNPC no campo petrolífero de Tarim, adxacente á área ultraprofunda de petróleo e gas de Fuman, que ten unha profundidade de 8.000 metros e reservas de mil millóns de toneladas. O pozo ten unha profundidade deseñada de 11.100 metros e un período de perforación e finalización previsto de 457 días. O 4 de marzo de 2024, a profundidade de perforación de Shendi Teke 1 superou os 10.000 metros, converténdose no 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 da tecnoloxía da enxeñaría de petróleo e gas, con numerosos obstáculos técnicos. Tamén é un indicador clave da tecnoloxía de enxeñaría e as capacidades dos equipos dun país. Ante condicións extremas de temperatura e presión no fondo do pozo, realizáronse avances significativos nos fluídos de perforación de alta temperatura, nos motores resistentes a altas temperaturas e nas tecnoloxías de perforación direccional. Tamén se lograron avances nos equipos de mostraxe de núcleos e rexistro por cable, nos camións de fracturación de ultra alta presión con capacidade de 175 MPa e nos equipos de fluídos de fracturación, que se probaron con éxito in situ. Estes desenvolvementos levaron á creación de varias tecnoloxías esenciais para a perforación e terminación seguras e eficientes de pozos ultraprofundos.

No sistema de fluídos de perforación empregado neste proxecto, abordáronse ambientes específicos de alta temperatura e alta presión mediante o desenvolvemento de redutores de perda de fluídos e inhibidores de corrosión superiores que manteñen excelentes propiedades reolóxicas a altas temperaturas e son fáciles de axustar e manter. Os aditivos de control da arxila tamén melloraron a capacidade de deshidratación das partículas de arxila en condicións de temperatura ultraalta, mellorando a adaptabilidade e a estabilidade do fluído de perforación.

O petróleo de xisto de Jimusar é a primeira zona nacional de demostración de petróleo de xisto terrestre da China, situada na parte oriental da conca de Junggar. Abarca unha área de 1.278 quilómetros cadrados e ten unha reserva de recursos estimada de 1.112 millóns de toneladas. En 2018, comezou o desenvolvemento a grande escala do petróleo de xisto de Jimusar. No primeiro trimestre, a Zona Nacional de Demostración de Petróleo de Xisto Terrestre de Jimusar de Xinjiang produciu 315.000 toneladas de petróleo de xisto, establecendo un novo récord histórico. A zona de demostración está a acelerar 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 petróleo de xisto, que é o petróleo adherido 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 xisto con amplas perspectivas de exploración e desenvolvemento. China identificou os recursos de petróleo de xisto como unha área clave para a futura substitución do petróleo. Wu Chengmei, enxeñeiro secundario do Centro de Investigación Xeolóxica da Área de Operacións do Campo Petrolífero de Jiqing no Campo Petrolífero de Xinjiang, explica que o petróleo de xisto de Jimusar xeralmente está enterrado a máis de 3.800 metros baixo terra. O enterramento profundo e a permeabilidade particularmente baixa fan que a extracción sexa tan desafiante como extraer petróleo dunha pedra de afiar.

O desenvolvemento do petróleo de xisto terrestre na China enfróntase xeralmente a catro desafíos principais: en primeiro lugar, o petróleo é relativamente pesado, o que dificulta o seu fluxo; en segundo lugar, os puntos óptimos son pequenos e difíciles de predicir; en terceiro lugar, o alto contido de arxila dificulta a fracturación hidráulica; en cuarto lugar, a distribución é inconsistente, o que complica as operacións. Estes factores levan moito tempo restrinxindo o desenvolvemento a grande escala e eficiente do petróleo de xisto terrestre na China. No proxecto, para tratar o fluído de refluxo de fracturación, utilízase un novo aditivo para reducir a contaminación e reciclar o fluído, converténdoo de novo en fluído de fracturación para a súa reutilización. Este método probouse en nove pozos en 2023 con excelentes resultados. A partir de xuño de 2024, o proxecto planea usar o fluído de fracturación reconstituído nunha operación de fracturación hidráulica a grande escala.

A formación principal do proxecto consiste en vetas de carbón, seccións de lousa gris e marrón, que son formacións sensibles á auga. No bloque de petróleo de xisto de Jimusar, a sección aberto do segundo pozo é longa e o tempo de remollo da formación é prolongado. Se se usa lodo 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 de emulsión de petróleo 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 por hidratación. A investigación levou á adopción dun sistema de lodo a base de petróleo, cos seguintes principios e medidas anticolapso: 1. Inhibición química: Control da proporción petróleo-auga por riba de 80:20 para reducir a invasión da fase acuosa na formación, evitando eficazmente o inchazo e o colapso das vetas de carbón e as formacións altamente sensibles á auga. 2. Obturación física: Engadir axentes de ponderación como materiais de calcio con antelación en formacións débiles para mellorar a capacidade de soporte de presión da formación e evitar fugas do pozo. 3. Soporte mecánico: Control da densidade por riba de 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 por Youzhu Company poden conseguir o efecto desexado, garantindo a finalización sen problemas e con éxito dos proxectos de perforación e terminación de pozos.