Casos de aplicação de aditivos químicos para campos petrolíferos

Em 2022, diante do impacto da pandemia de COVID-19, o Centro de Gerenciamento de Conclusão de Poços de Petróleo do Noroeste concluiu 24 projetos, incluindo equipamentos de controle de poços de petróleo e limpeza de tubulações obstruídas por petróleo pesado, economizando 13,683 milhões de yuans em custos de aquisição.

Durante o uso de oleodutos, o diâmetro dos tubos diminui progressivamente devido à ação de ceras, polímeros e sais, reduzindo o fluxo de petróleo bruto e afetando a produção. Portanto, as empresas de perfuração geralmente realizam a limpeza dos tubos uma vez por ano. Após o tratamento das juntas de solda, é necessário limpar os tubos.

Em condições normais, os tubos de aço utilizados como oleodutos apresentam ferrugem tanto na superfície interna quanto na externa. Se não forem limpos, contaminarão o óleo hidráulico após o uso, afetando o funcionamento normal dos equipamentos hidráulicos. Portanto, é necessário remover a ferrugem da superfície interna dos tubos por meio de lavagem ácida. A lavagem ácida também remove a ferrugem da superfície externa dos tubos, o que facilita a aplicação de tinta anticorrosiva na superfície externa, proporcionando proteção anticorrosiva de longa duração. A lavagem ácida geralmente é realizada com uma solução ácida com concentração de 0% a 15%. A Youzhu Company oferece o inibidor de corrosão UZ CI-180, um inibidor de corrosão acidificante resistente a altas temperaturas para uso em campos petrolíferos. No processo de acidificação ou decapagem, o ácido corrói o aço e, em altas temperaturas, a taxa e a extensão da corrosão aumentam consideravelmente. Portanto, na produção de petróleo, a prevenção da corrosão de tubos de alta temperatura é crucial, estando diretamente relacionada aos benefícios da exploração petrolífera e à segurança da produção. O grau de erosão ácida em dutos e equipamentos depende do tempo de contato, da concentração do ácido e das condições de temperatura, entre outros fatores. O UZ CI-180 possui excelente resistência a altas temperaturas e, em temperaturas de até 180 °C (350 °F), o efeito corrosivo do ácido sobre o aço em altas temperaturas no fundo do poço pode ser significativamente reduzido com a adição de UZ CI-180 à mistura ácida. A Youzhu recebeu grande reconhecimento do Northwest Oilfield Management Center por seus projetos em limpeza de dutos, formulação de fluidos de perfuração e manutenção de equipamentos.

Localizado na Rua Dong San, na cidade de Dongying, o poço Fengye 1-10HF é o primeiro poço horizontal de petróleo de xisto a ultrapassar a barreira do ciclo de perfuração de 20 dias, sendo concluído 24 dias antes do previsto. É uma das três zonas nacionais de demonstração de petróleo de xisto aprovadas pela Administração Nacional de Energia e a primeira zona nacional de demonstração para petróleo de xisto em bacias de falhas continentais na China. Ao concluir o poço 24 dias antes do prazo, houve uma economia de mais de 10 milhões de yuans em custos.

Devido à proximidade com um poço em processo de fraturamento a apenas 400 metros de distância e à proximidade com o limite entre a rocha e o cascalho, o poço Fengye 1-10HF enfrentava riscos de intrusão de água, transbordamento e perda de fluido. Além disso, as altas temperaturas no fundo do poço representavam desafios para diversos instrumentos. A equipe do projeto concentrou-se no suporte tecnológico de engenharia e na resolução de questões tecnológicas cruciais. Eles solucionaram sucessivamente limitações como a dificuldade em prever zonas de alta heterogeneidade, as limitações dos instrumentos sob altas temperaturas e pressões e a coexistência de perda e influxo de fluido de perfuração.

Eles desenvolveram e aplicaram um sistema de lama à base de sintéticos para melhorar a fluidez. Entre eles, o aditivo para fluido de perfuração TF FL WH-1, desenvolvido pela Youzhu, forma uma película de alta qualidade na superfície do poço de xisto, impedindo que o filtrado do fluido de perfuração entre na formação. O TF FL WH-1 foi projetado para uso em poços com temperaturas de circulação no fundo do poço (BHCTs) entre 15,6 °C (60 °F) e 204 °C (400 °F).

O TF FL WH-1 proporciona controle de perda de fluido API abaixo de 36 cc/30 min, controlando simultaneamente a migração de gás da formação. Geralmente, são necessários de 0,6% a 2,0% de BWOC (Consumo de Água Acima do Solo) na maioria das pastas de perfuração. Normalmente, utiliza-se uma dosagem inferior a 0,8% de BWOC, protegendo assim o reservatório e estabilizando o poço. Isso sela eficazmente os poros e microfraturas do folhelho, impedindo a invasão do filtrado do fluido de perfuração e reduzindo a transmissão da pressão dos poros, aumentando significativamente a inibição do fluido de perfuração.

Os resultados da aplicação em campo mostram que o fluido de perfuração à base de água de alto desempenho é altamente inibidor, aumenta a velocidade de perfuração mecânica, é estável em altas temperaturas, protege o reservatório e é ecologicamente correto.

Em fevereiro de 2022, o poço Bazhong 1HF da Sinopec, localizado no reservatório de petróleo e gás de arenito de canal fluvial do Jurássico, propôs de forma inovadora o conceito de projeto de fraturamento "integração de fraturamento, imbibição e fechamento do poço". Essa abordagem foi desenvolvida para lidar com as características de reservatórios densos de arenito de canal fluvial e altos coeficientes de pressão de formação. A tecnologia de fraturamento otimizada, que inclui "corte compacto + tamponamento e desvio temporários + adição de areia em alta intensidade + intensificação de petróleo por imbibição", aumentou significativamente a capacidade de fluxo de petróleo e gás subterrâneos e estabeleceu um novo modelo de fraturamento, fornecendo uma referência para o fraturamento em larga escala de poços horizontais.

O aditivo para perda de fluido em alta temperatura da Youzhuo, o agente de tamponamento anti-colapso em alta temperatura e o regulador de fluxo em alta temperatura para fluido de fraturamento superam os desafios de pressão e perda de fluido causados ​​pela pressão dos poros da formação, tensão no poço e resistência da rocha. A tecnologia especial de tamponamento com gel, derivada da Southwest Petroleum University, permite que o gel especial pare de fluir automaticamente após entrar na camada de perda, preenchendo fraturas e espaços vazios, formando um "tampão de gel" que isola o fluido interno da formação do fluido do poço. Essa tecnologia é altamente eficaz para vazamentos severos em formações fraturadas, porosas e quebradas com perda significativa de fluido e volumes de retorno mínimos.

Em 30 de maio de 2023, às 11h46, o Campo Petrolífero de Tarim, da Corporação Nacional de Petróleo da China (CNPC), iniciou a perfuração do poço Shendi Teke 1, marcando o início de uma jornada para explorar as ciências geológicas e de engenharia em profundidades que chegam a 10.000 metros. Este momento histórico representa um avanço significativo para a engenharia geológica em águas profundas na China, representando um grande progresso na tecnologia de exploração do país e o início da "era dos 10.000 metros" em termos de capacidade de perfuração.

O poço Shendi Teke 1 está localizado no condado de Shaya, província de Aksu, Xinjiang, no coração do deserto de Taklamakan. Trata-se de um importante projeto de perfuração em águas profundas da CNPC no campo petrolífero de Tarim, adjacente à área de petróleo e gás ultraprofunda de Fuman, que possui 8.000 metros de profundidade e reservas estimadas em um bilhão de toneladas. O poço foi projetado para atingir uma profundidade de 11.100 metros e um período de perfuração e completação planejado de 457 dias. Em 4 de março de 2024, a profundidade de perfuração do Shendi Teke 1 ultrapassou os 10.000 metros, tornando-se o segundo poço vertical do mundo e o primeiro da Ásia a ultrapassar essa profundidade. Esse marco indica que a China superou, de forma independente, os desafios técnicos associados à perfuração de poços ultraprofundos dessa magnitude.

A perfuração a profundidades de 10.000 metros é um dos campos mais desafiadores da engenharia de petróleo e gás, com inúmeros gargalos técnicos. É também um indicador-chave da capacidade tecnológica e de equipamentos de um país. Diante das condições extremas de temperatura e pressão no fundo do poço, avanços significativos foram alcançados em fluidos de perfuração de alta temperatura, motores resistentes a altas temperaturas e tecnologias de perfuração direcional. Também foram obtidos avanços em equipamentos de amostragem de testemunhos e perfilagem a cabo, caminhões de fraturamento de ultra-alta pressão com capacidade de 175 MPa e equipamentos para fluidos de fraturamento, que foram testados com sucesso em campo. Esses desenvolvimentos levaram à criação de diversas tecnologias críticas para a perfuração e completação seguras e eficientes de poços ultraprofundos.

No sistema de fluido de perfuração utilizado neste projeto, ambientes específicos de alta temperatura e alta pressão foram abordados com o desenvolvimento de redutores de perda de fluido e inibidores de corrosão superiores, que mantêm excelentes propriedades reológicas sob altas temperaturas e são fáceis de ajustar e manter. Os aditivos de controle de argila também aprimoraram a capacidade de desidratação das partículas de argila em condições de temperatura extremamente alta, melhorando a adaptabilidade e a estabilidade do fluido de perfuração.

O petróleo de xisto de Jimusar é a primeira zona nacional de demonstração de petróleo de xisto terrestre da China, localizada na parte leste da Bacia de Junggar. Abrange uma área de 1.278 quilômetros quadrados e possui uma reserva estimada de 1,112 bilhão de toneladas. Em 2018, teve início o desenvolvimento em larga escala do petróleo de xisto de Jimusar. No primeiro trimestre, a Zona Nacional de Demonstração de Petróleo de Xisto Terrestre de Xinjiang Jimusar produziu 315.000 toneladas de petróleo de xisto, estabelecendo um novo recorde histórico. A zona de demonstração está acelerando os esforços para aumentar as reservas e a produção de petróleo de xisto, com planos de concluir 100 poços de perfuração e 110 poços de fraturamento até 2024.

O óleo de xisto, que é o óleo aderido à rocha de xisto ou presente em suas fissuras, é um dos tipos de óleo mais difíceis de extrair. Xinjiang possui ricos recursos de óleo de xisto com amplas perspectivas para exploração e desenvolvimento. A China identificou os recursos de óleo de xisto como uma área-chave para a futura substituição do petróleo. Wu Chengmei, engenheiro auxiliar do Centro de Pesquisa Geológica da Área de Operações do Campo Petrolífero de Jiqing, em Xinjiang, explica que o óleo de xisto de Jimusar geralmente está enterrado a mais de 3.800 metros de profundidade. O soterramento profundo e a permeabilidade particularmente baixa tornam a extração tão desafiadora quanto extrair óleo de uma pedra de amolar.

O desenvolvimento do petróleo de xisto terrestre na China geralmente enfrenta quatro grandes desafios: primeiro, o petróleo é relativamente pesado, dificultando o seu escoamento; segundo, as zonas de maior potencial são pequenas e difíceis de prever; terceiro, o alto teor de argila dificulta a fraturação; quarto, a distribuição é inconsistente, complicando as operações. Esses fatores têm restringido, há muito tempo, o desenvolvimento em larga escala e eficiente do petróleo de xisto terrestre na China. No projeto, para tratar o fluido de retorno da fraturação, um novo aditivo é utilizado para reduzir a poluição e reciclar o fluido, transformando-o novamente em fluido de fraturação para reutilização. Esse método foi testado em nove poços em 2023 com excelentes resultados. A partir de junho de 2024, o projeto planeja utilizar o fluido de fraturação reconstituído em uma operação de fraturação em larga escala.

A formação principal do projeto consiste em camadas de carvão e seções de folhelho argiloso cinza e marrom, que são formações sensíveis à água. No bloco de petróleo de xisto de Jimusar, a seção de furo aberto do segundo poço é longa e o tempo de saturação da formação é prolongado. Se for utilizada lama à base de água, o colapso e a instabilidade são prováveis, mas os fluidos de perfuração à base de óleo não causam efeitos de hidratação. Os fluidos de perfuração de emulsão óleo-em-água, quando estáveis, também não causam efeitos de hidratação; portanto, os fluidos de perfuração à base de óleo não criam pressões de expansão por hidratação. A pesquisa levou à adoção de um sistema de lama à base de óleo, com os seguintes princípios e medidas anti-colapso: 1. Inibição química: Controlar a proporção óleo-água acima de 80:20 para reduzir a invasão da fase aquosa na formação, prevenindo eficazmente a expansão e o colapso das camadas de carvão e formações altamente sensíveis à água. 2. Tamponamento físico: Adicionar agentes de ponderação, como materiais de cálcio, antecipadamente em formações frágeis para aumentar a capacidade de suporte de pressão da formação e prevenir vazamentos no poço. 3. Suporte mecânico: Controlando a densidade acima de 1,52 g/cm³, aumentando-a gradualmente até o limite de projeto de 1,58 g/cm³ na seção de acumulação. Os agentes de ponderação produzidos pela Youzhu Company podem atingir o efeito desejado, garantindo a conclusão tranquila e bem-sucedida dos projetos de perfuração e completação de poços.