Przypadki zastosowań dodatków chemicznych na polach naftowych

W 2022 r., w obliczu skutków pandemii COVID-19, Centrum Zarządzania Odwiertem Northwest Oilfield zakończyło 24 projekty, obejmujące sprzęt do kontroli odwiertów naftowych i czyszczenie rur blokujących olej ciężki, oszczędzając koszty zakupów w wysokości 13,683 mln juanów.

Podczas stosowania rur naftowych średnica rury staje się coraz węższa ze względu na działanie wosku, polimerów i soli, zmniejszających przepływ ropy naftowej i wpływających na jej produkcję. Dlatego firmy wiertnicze z reguły czyszczą rury raz w roku. Po obróbce szwów spawalniczych złączy rur konieczne jest oczyszczenie rur.

Ogólnie rzecz biorąc, rury stalowe stosowane jako rury olejowe mają rdzę zarówno na powierzchni wewnętrznej, jak i zewnętrznej. Jeśli nie zostanie oczyszczony, spowoduje to zanieczyszczenie oleju hydraulicznego po użyciu, wpływając na normalne działanie urządzeń hydraulicznych. Dlatego konieczne jest usunięcie rdzy z wewnętrznej powierzchni rur poprzez mycie kwasem. Mycie kwasem może również usunąć rdzę z zewnętrznej powierzchni rur, co jest korzystne przy nakładaniu farby antykorozyjnej na zewnętrzną powierzchnię rur, zapewniając długotrwałą ochronę antykorozyjną. Do przemywania kwasem stosuje się na ogół roztwór kwasu o stężeniu od 0% do 15%. Firma Youzhu, dostarczając produkty będące inhibitorami korozji: UZ CI-180, odporny na wysokie temperatury, zakwaszający inhibitor korozji do stosowania na polach naftowych. W procesie zakwaszania lub trawienia kwas powoduje korozję stali, a w wysokiej temperaturze szybkość i zakres korozji znacznie wzrasta, dlatego przy produkcji na polach naftowych szczególnie ważne jest zapobieganie korozji rur wysokotemperaturowych, co nie tylko wiąże się z korzyściami płynącymi z eksploatacji złóż ropy naftowej, ale także jest ściśle związane z bezpieczeństwem produkcji. Stopień erozji kwasowej rurociągów i urządzeń zależy od czasu kontaktu, stężenia kwasu, warunków temperaturowych itp. UZ CI-180 charakteryzuje się doskonałą odpornością na wysokie temperatury, a w temperaturach do 350°F (180°C) korozja Wpływ kwasu na stal w wysokich temperaturach na dnie odwiertu można znacznie ograniczyć dodając do mieszaniny kwasów UZ CI-180. Youzhu zyskał duże uznanie ze strony Northwest Oilfield Management Center za swoje projekty dotyczące czyszczenia rur, formułowania płynu wiertniczego i konserwacji sprzętu.

Zlokalizowany przy Dong San Road w mieście Dongying odwiert Fengye 1-10HF jest pierwszym poziomym odwiertem ropy łupkowej, który przełamał barierę 20-dniowego cyklu wierceń i zakończył wydobycie 24 dni przed planowanym terminem. Jest to jedna z trzech krajowych stref demonstracyjnych ropy łupkowej zatwierdzonych przez Krajową Administrację Energii i pierwsza krajowa strefa demonstracyjna ropy łupkowej z basenu uskoku kontynentalnego w Chinach. Ukończenie odwiertu 24 dni przed terminem pozwoliło zaoszczędzić ponad 10 milionów juanów.

Ze względu na bliskość pobliskiego odwiertu, który znajduje się zaledwie 400 metrów od niego, a także bliskość granicy skał żwirowych, odwiert Fengye 1-10HF był narażony na ryzyko wtargnięcia wody, przelania i utraty płynu. Ponadto wysokie temperatury na dnie odwiertu stwarzały wyzwania dla różnych instrumentów. Zespół projektowy skupiał się na wsparciu technologii inżynieryjnej i rozwiązywaniu kluczowych problemów technologicznych. Sukcesywnie rozwiązywali ograniczenia, takie jak trudność w przewidywaniu słodkich punktów silnej niejednorodności, ograniczenia instrumentów pracujących w wysokich temperaturach i ciśnieniach oraz współistnienie utraty i napływu płynu wiertniczego.

Opracowali i zastosowali system błota na bazie syntetycznej, aby poprawić płynność. Wśród nich obecny dodatek do płuczki wiertniczej TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, opracowany przez Youzhu, może tworzyć wysokiej jakości warstwę na powierzchni odwiertu łupkowego, zapobiegając przedostawaniu się filtratu płuczki wiertniczej do formacji, TF FL WH- 1 jest przeznaczony do stosowania w studniach o temperaturach cyrkulacji w dnie otworu (BHCT) w zakresie od 60 ℉ (15,6 ℃) do 400 ℉ (204 ℃).

TF FL WH-1 zapewnia kontrolę utraty płynu API poniżej 36 cm3/30 min, jednocześnie kontrolując migrację gazu z formacji. Generalnie w większości zawiesin wymagane jest 0,6% do 2,0% BWOC. Zwykle stosuje się go w dawce mniejszej niż 0,8% BWOC, chroniąc w ten sposób złoże i stabilizując odwiert. Skutecznie uszczelnia pory łupków i mikropęknięcia, zapobiegając wnikaniu filtratu płynu wiertniczego i zmniejszając przenoszenie ciśnienia w porach, znacznie zwiększając hamowanie płuczki wiertniczej.

Wyniki zastosowań terenowych pokazują, że wysokowydajna płuczka wiertnicza na bazie wody ma silne działanie hamujące, zwiększa prędkość wiercenia mechanicznego, jest stabilna w wysokich temperaturach, chroni zbiornik i jest przyjazna dla środowiska.

W lutym 2022 r. w odwiercie Bazhong 1HF firmy Sinopec, zlokalizowanym w piaskowcowym zbiorniku ropy i gazu w korycie rzeki Jura, zaproponowano innowacyjną koncepcję projektu szczelinowania polegającą na „szczelinowaniu, wchłanianiu i integracji odwiertu”. Podejście to opracowano w celu uwzględnienia właściwości gęstych zbiorników piaskowcowych w korytach rzecznych i wysokich współczynników ciśnienia formacji. Zoptymalizowana technologia szczelinowania, obejmująca „ścisłe cięcie + tymczasowe zatykanie i przekierowanie + dodatek piasku o wysokiej intensywności + wzmocnienie oleju absorpcyjnego”, znacznie zwiększyła przepustowość podziemnej ropy i gazu oraz ustanowiła nowy model szczelinowania, stanowiący punkt odniesienia dla dużych szczelinowanie na skalę poziomych odwiertów.

Wysokotemperaturowy dodatek do utraty płynu firmy Youzhuo, wysokotemperaturowy środek zatykający zapobiegający zapadaniu się i wysokotemperaturowy regulator przepływu w płynie szczelinującym pokonują wyzwania związane z ciśnieniem i utratą płynu spowodowane ciśnieniem w porach formacji, naprężeniami odwiertu i wytrzymałością skał. Specjalna technologia zatykania żelowego, opracowana na Uniwersytecie Southwest Petroleum, umożliwia automatyczne zatrzymanie przepływu specjalnego żelu po wejściu w warstwę strat, wypełnieniu pęknięć i pustych przestrzeni, tworząc „korek żelowy”, który izoluje płyn formacyjny od płynu z odwiertu. Technologia ta jest wysoce skuteczna w przypadku poważnych wycieków w spękanych, porowatych i spękanych formacjach ze znaczną utratą płynu i minimalnymi objętościami powrotu.

W dniu 30 maja 2023 r. o godzinie 11:46 spółka Tarim Oilfield należąca do China National Petroleum Corporation (CNPC) rozpoczęła wiercenie w odwiercie Shendi Teke 1, sygnalizując początek podróży mającej na celu eksplorację bardzo głębokich nauk geologicznych i inżynieryjnych na głębokościach sięgających 10 000 metrów. To historyczny moment dla chińskiej inżynierii głębinowej, oznaczający poważny przełom w krajowej technologii badań głębinowych i początek „ery 10 000 metrów” w możliwościach wiertniczych.

Odwiert Shendi Teke 1 znajduje się w hrabstwie Shaya w prefekturze Aksu w stanie Xinjiang, w samym sercu pustyni Taklamakan. Jest to znaczący projekt „głębokoziemny” realizowany przez CNPC na polu naftowym Tarim, sąsiadującym z ultragłębokim obszarem złóż ropy i gazu Fuman, który ma głębokość 8 000 metrów i zasoby wynoszą miliard ton. Odwiert ma projektowaną głębokość 11 100 metrów, a planowany okres wiercenia i zakończenia wynosi 457 dni. 4 marca 2024 r. głębokość wiercenia Shendi Teke 1 przekroczyła 10 000 metrów, co czyni go drugim na świecie i pierwszym w Azji pionowym odwiertem, który przekroczył tę głębokość. Ten kamień milowy wskazuje, że Chiny samodzielnie przezwyciężyły wyzwania techniczne związane z wierceniem bardzo głębokich odwiertów tej wielkości.

Wiercenia na głębokości 10 000 metrów to jedna z najtrudniejszych dziedzin technologii inżynierii naftowej i gazowniczej, charakteryzująca się licznymi wąskimi gardłami technicznymi. Jest to także kluczowy wskaźnik technologii inżynieryjnej i możliwości sprzętowych kraju. W obliczu ekstremalnych warunków temperatury i ciśnienia w odwiercie poczyniono znaczne postępy w zakresie wysokotemperaturowych płuczek wiertniczych, silników odpornych na wysokie temperatury oraz technologii wierceń kierunkowych. Dokonano także przełomu w sprzęcie do pobierania próbek rdzenia i rejestrowaniu kabli, ultrawysokociśnieniowych wózkach szczelinujących o wydajności 175 MPa oraz sprzęcie do płynu szczelinującego, które pomyślnie przetestowano na miejscu. Rozwój ten doprowadził do stworzenia kilku technologii kluczowych dla bezpiecznego i wydajnego wiercenia i realizacji ultragłębokich odwiertów.

W systemie płynu wiertniczego zastosowanym w tym projekcie uwzględniono specyficzne środowiska o wysokiej temperaturze i wysokim ciśnieniu, opracowując doskonałe reduktory utraty płynu i inhibitory korozji, które zachowują doskonałe właściwości reologiczne w wysokich temperaturach oraz są łatwe w regulacji i konserwacji. Dodatki kontrolujące glinę zwiększyły także zdolność odwadniania cząstek gliny w warunkach bardzo wysokich temperatur, poprawiając zdolność adaptacji i stabilność płuczki wiertniczej.

Ropa łupkowa Jimusar to pierwsza w Chinach krajowa strefa demonstracyjna złóż lądowej ropy łupkowej, położona we wschodniej części Basenu Junggar. Zajmuje powierzchnię 1278 kilometrów kwadratowych, a jego zasoby szacuje się na 1,112 miliarda ton. W 2018 roku rozpoczęto zakrojone na szeroką skalę zagospodarowanie ropy łupkowej Jimusar. W pierwszym kwartale Krajowa Strefa Demonstracyjna Ziemnej Ropy Łupkowej Xinjiang Jimusar wyprodukowała 315 000 ton ropy łupkowej, ustanawiając nowy historyczny rekord. Strefa demonstracyjna przyspiesza wysiłki mające na celu zwiększenie rezerw i wydobycia ropy łupkowej, planując ukończenie 100 odwiertów i 110 odwiertów szczelinujących do 2024 r.

Ropa łupkowa, czyli ropa związana ze skałą łupkową lub w jej szczelinach, jest jednym z najtrudniejszych do wydobycia rodzajów ropy. Xinjiang posiada bogate zasoby ropy łupkowej z szerokimi perspektywami poszukiwań i zagospodarowania. Chiny uznały zasoby ropy łupkowej za kluczowy obszar przyszłej wymiany ropy. Wu Chengmei, inżynier drugiego stopnia w Centrum Badań Geologicznych obszaru operacyjnego pola naftowego Jiqing na polu naftowym Xinjiang, wyjaśnia, że ​​ropa łupkowa Jimusar jest zwykle zakopana na głębokości ponad 3800 metrów pod ziemią. Głębokie zakopanie i szczególnie niska przepuszczalność sprawiają, że ekstrakcja jest tak samo trudna, jak wydobywanie oleju z osełki.

Wydobycie ropy z łupków lądowych w Chinach zasadniczo stoi przed czterema głównymi wyzwaniami: po pierwsze, ropa jest stosunkowo ciężka, co utrudnia jej przepływ; po drugie, słodkie punkty są małe i trudne do przewidzenia; po trzecie, wysoka zawartość gliny utrudnia pękanie; po czwarte, dystrybucja jest niespójna, co komplikuje operacje. Czynniki te od dawna ograniczają efektywną eksploatację złóż ropy z łupków na dużą skalę w Chinach. W ramach projektu do oczyszczania płynu szczelinującego stosuje się nowy dodatek w celu zmniejszenia zanieczyszczeń i recyklingu płynu, przekształcając go z powrotem w płyn szczelinujący do ponownego użycia. Metodę tę przetestowano w dziewięciu odwiertach w 2023 roku z doskonałymi wynikami. Od czerwca 2024 r. w ramach projektu planuje się wykorzystanie odtworzonego płynu szczelinującego w operacji szczelinowania na dużą skalę.

Główną formację projektu tworzą pokłady węgla oraz fragmenty mułowców szarych i brunatnych, które są formacjami wrażliwymi na wodę. W bloku naftowym Jimusar łupkowy odcinek odwiertowy drugiego odwiertu jest długi, a czas nasiąkania formacji wydłużony. W przypadku stosowania płuczki na bazie wody prawdopodobne jest zapadnięcie się i niestabilność, ale płuczki wiertnicze na bazie ropy naftowej nie powodują efektu uwodnienia. Płuczki wiertnicze emulsyjne typu olej w wodzie, jeśli są stabilne, również nie powodują efektu hydratacji, dlatego płuczki wiertnicze na bazie ropy naftowej nie wytwarzają ciśnienia pęcznienia hydratacyjnego. Badania doprowadziły do ​​przyjęcia systemu błota na bazie oleju, którego zasady i środki zapobiegające zapadaniu się są następujące: 1. Hamowanie chemiczne: kontrolowanie stosunku oleju do wody powyżej 80:20 w celu ograniczenia inwazji fazy wodnej do formacji, skutecznie zapobiegając pęcznienie i zapadanie się pokładów węgla oraz formacji wysoce wrażliwych na wodę. 2. Zatykanie fizyczne: Do słabych formacji należy wcześniej dodać środki obciążające, takie jak materiały wapniowe, w celu zwiększenia nośności formacji i zapobiegania wyciekom ze studni. 3. Podpora mechaniczna: Kontrolowanie gęstości powyżej 1,52 g/cm3, stopniowe zwiększanie gęstości do projektowej wartości granicznej wynoszącej 1,58 g/cm3 w części konstrukcyjnej. Środki obciążające produkowane przez firmę Youzhu mogą osiągnąć pożądany efekt, zapewniając sprawną i pomyślną realizację projektów wiertniczych i wykończeniowych.