Примеры применения химических добавок в нефтедобыче

В 2022 году, в условиях пандемии COVID-19, Северо-западный центр управления завершением бурения нефтепромысловых скважин завершил 24 проекта, включая оборудование для контроля нефтяных скважин и очистку труб от закупорок тяжелой нефти, сэкономив на закупочных расходах 13,683 млн юаней.

В процессе эксплуатации нефтепроводов диаметр труб постепенно уменьшается из-за воздействия воска, полимеров и солей, что снижает поток сырой нефти и влияет на ее добычу. Поэтому буровые компании обычно очищают трубы один раз в год. После обработки сварных швов соединений труб необходимо очистить сами трубы.

В обычных условиях стальные трубы, используемые в качестве нефтепроводов, имеют ржавчину как на внутренней, так и на внешней поверхности. Если ее не удалить, это приведет к загрязнению гидравлического масла после использования, что повлияет на нормальную работу гидравлических устройств. Поэтому необходимо удалять ржавчину с внутренней поверхности труб путем кислотной промывки. Кислотная промывка также может удалить ржавчину с внешней поверхности труб, что полезно для нанесения антикоррозионной краски на внешнюю поверхность труб, обеспечивая длительную защиту от коррозии. Кислотная промывка обычно проводится с использованием кислотного раствора с концентрацией от 0% до 15%. Компания Youzhu предлагает ингибиторы коррозии: UZ CI-180, высокотемпературный кислотный ингибитор коррозии для использования в нефтедобыче. В процессе кислотной обработки или травления кислота вызывает коррозию стали, а при высоких температурах скорость и масштабы коррозии значительно увеличиваются, поэтому в нефтедобыче предотвращение коррозии высокотемпературных труб имеет особое значение, что связано не только с выгодами от эксплуатации месторождения, но и тесно связано с безопасностью производства. Степень кислотной эрозии трубопроводов и оборудования зависит от времени контакта, концентрации кислоты, температурных условий и т. д. UZ CI-180 обладает превосходной термостойкостью, и при температурах до 350°F (180°C) коррозионное воздействие кислоты на сталь при высоких температурах на забое скважины может быть значительно снижено путем добавления UZ CI-180 в кислотную смесь. Компания Youzhu получила высокую оценку от Северо-Западного центра управления нефтедобычей за свои проекты в области очистки труб, составления буровых растворов и технического обслуживания оборудования.

Скважина Fengye 1-10HF, расположенная на улице Дунсан в городе Дунъин, стала первой горизонтальной скважиной для добычи сланцевой нефти, преодолевшей 20-дневный цикл бурения, и была завершена на 24 дня раньше запланированного срока. Это одна из трех национальных демонстрационных зон по добыче сланцевой нефти, утвержденных Национальным энергетическим управлением, и первая национальная демонстрационная зона по добыче сланцевой нефти из континентальных разломных бассейнов в Китае. Благодаря завершению бурения на 24 дня раньше запланированного срока удалось сэкономить более 10 миллионов юаней.

Из-за близости к расположенной неподалеку скважине, подвергшейся гидроразрыву пласта всего в 400 метрах, и близости к границе гравийного пласта и породы, скважина Fengye 1-10HF подвергалась риску проникновения воды, перелива и потери жидкости. Кроме того, высокие температуры на дне скважины создавали проблемы для различных приборов. Проектная группа сосредоточилась на инженерно-технической поддержке и решении ключевых технологических проблем. Им удалось успешно преодолеть такие ограничения, как сложность прогнозирования зон с высокой неоднородностью, ограничения приборов при высоких температурах и давлениях, а также одновременное наличие потерь и притока бурового раствора.

Они разработали и применили систему буровых растворов на основе синтетических компонентов для улучшения текучести. Среди них — разработанная компанией Youzhu добавка для бурового раствора TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, которая образует высококачественную пленку на поверхности сланцевой скважины, предотвращая попадание фильтрата бурового раствора в пласт. TF FL WH-1 предназначена для использования в скважинах с температурой забоя (BHCT) от 60℉ (15,6℃) до 400℉ (204℃).

TF FL WH-1 обеспечивает контроль потерь жидкости по стандарту API ниже 36 см³/30 мин, одновременно контролируя миграцию газа из пласта. Как правило, в большинстве суспензий требуется от 0,6% до 2,0% от общей массы пласта. Обычно используется дозировка менее 0,8% от общей массы пласта, что защищает пласт и стабилизирует ствол скважины. Это эффективно герметизирует поры и микротрещины сланца, предотвращая проникновение фильтрата бурового раствора и снижая передачу порового давления, значительно усиливая ингибирующее действие бурового раствора.

Результаты полевых испытаний показывают, что высокоэффективный буровой раствор на водной основе обладает высокой ингибирующей активностью, увеличивает скорость механического бурения, стабилен при высоких температурах, защищает пласт и является экологически безопасным.

В феврале 2022 года на скважине Bazhong 1HF компании Sinopec, расположенной в песчаниковом месторождении юрского русла реки, была предложена инновационная концепция гидроразрыва пласта, включающая «интеграцию гидроразрыва, пропитки и остановки скважины». Этот подход был разработан с учетом особенностей плотных песчаниковых пластов русла реки и высоких коэффициентов пластового давления. Оптимизированная технология гидроразрыва, включающая «плотную режущую кромку + временную закупорку и отвод пласта + высокоинтенсивное добавление песка + пропитку для повышения нефтеотдачи», значительно повысила пропускную способность подземных нефтегазовых пластов и создала новую модель гидроразрыва, послужившую ориентиром для крупномасштабного гидроразрыва горизонтальных скважин.

Высокотемпературная добавка для предотвращения утечек жидкости, высокотемпературный противообрушающий закупоривающий агент и высокотемпературный регулятор потока в жидкости для гидроразрыва пласта, разработанные компанией Youzhuo, позволяют преодолеть проблемы, связанные с давлением и потерями жидкости, вызванными поровым давлением пласта, напряжением в стволе скважины и прочностью породы. Специальная технология гелевой закупорки, разработанная в Юго-Западном нефтяном университете, позволяет специальному гелю автоматически прекращать текучесть после попадания в слой утечек, заполняя трещины и пустоты, образуя «гелевую пробку», которая изолирует внутреннюю пластовую жидкость от жидкости в стволе скважины. Эта технология высокоэффективна при сильных утечках в трещиноватых, пористых и разрушенных пластах со значительными потерями жидкости и минимальными объемами возврата.

30 мая 2023 года в 11:46 утра на Таримском нефтяном месторождении Китайской национальной нефтяной корпорации (CNPC) началось бурение скважины Шэнди Теке 1, ознаменовав начало исследования сверхглубоких геологических и инженерных пластов на глубинах до 10 000 метров. Это исторический момент для глубоководной инженерии Китая, знаменующий собой крупный прорыв в технологиях глубоководной разведки страны и начало «эры 10 000 метров» в буровых возможностях.

Скважина «Шенди Теке 1» расположена в уезде Шая, префектура Аксу, Синьцзян, в самом сердце пустыни Такла-Макан. Это значимый «глубокоземельный проект» CNPC на Таримском нефтяном месторождении, примыкающем к сверхглубоководному нефтегазовому району Фуман, глубина которого составляет 8000 метров, а запасы — один миллиард тонн. Проектная глубина скважины составляет 11 100 метров, а запланированный срок бурения и заканчивания — 457 дней. 4 марта 2024 года глубина бурения «Шенди Теке 1» превысила 10 000 метров, став второй в мире и первой в Азии вертикальной скважиной, преодолевшей эту глубину. Это достижение свидетельствует о том, что Китай самостоятельно преодолел технические трудности, связанные с бурением сверхглубоких скважин такого масштаба.

Бурение на глубине 10 000 метров является одной из самых сложных областей в нефтегазовой инженерии, сопряженной с многочисленными техническими трудностями. Это также ключевой показатель уровня инженерных технологий и оборудования страны. В условиях экстремальных температур и давлений в скважине были достигнуты значительные успехи в разработке высокотемпературных буровых растворов, высокотемпературных двигателей и технологий наклонно-направленного бурения. Прорывы также были достигнуты в оборудовании для отбора керна и каротажа скважин, сверхвысоконапорных установках для гидроразрыва пласта с производительностью 175 МПа и оборудовании для гидроразрыва пласта, успешно прошедшем испытания на месте. Эти разработки привели к созданию ряда важнейших технологий для безопасного и эффективного бурения и обустройства сверхглубоких скважин.

В системе бурового раствора, использованной в этом проекте, были учтены специфические условия высоких температур и высокого давления, что позволило разработать высокоэффективные добавки, снижающие потери жидкости и предотвращающие коррозию, которые сохраняют превосходные реологические свойства при высоких температурах, а также легко регулируются и поддерживаются в рабочем состоянии. Добавки, контролирующие содержание глины, также повысили способность глинистых частиц к обезвоживанию в условиях сверхвысоких температур, улучшив адаптивность и стабильность бурового раствора.

Залежи сланцевой нефти Цзюмусар — это первая в Китае национальная демонстрационная зона по разработке наземных сланцевых месторождений, расположенная в восточной части Джунгарской котловины. Она занимает площадь 1278 квадратных километров и имеет оценочные запасы ресурсов в 1,112 миллиарда тонн. В 2018 году началась масштабная разработка месторождений сланцевой нефти Цзюмусар. В первом квартале в Синьцзянской национальной демонстрационной зоне по разработке наземных сланцевых месторождений Цзюмусар было добыто 315 000 тонн сланцевой нефти, что стало новым историческим рекордом. Демонстрационная зона ускоряет усилия по увеличению запасов и добычи сланцевой нефти, планируя к 2024 году завершить бурение 100 скважин и гидроразрыв пласта 110 скважин.

Сланцевая нефть, представляющая собой нефть, прикрепленную к сланцевым породам или находящуюся в их трещинах, является одним из наиболее сложных в добыче видов нефти. Синьцзян обладает богатыми запасами сланцевой нефти с широкими перспективами для разведки и разработки. Китай определил запасы сланцевой нефти как ключевой регион для будущей замены нефти. У Чэнмэй, инженер-строитель Геологического исследовательского центра нефтяного месторождения Цзицин в Синьцзянском нефтяном месторождении, объясняет, что сланцевая нефть месторождения Цзимусар обычно залегает на глубине более 3800 метров. Глубокое залегание и особенно низкая проницаемость делают добычу столь же сложной, как извлечение нефти из точильного камня.

Разработка месторождений сланцевой нефти в Китае в целом сталкивается с четырьмя основными проблемами: во-первых, нефть относительно тяжелая, что затрудняет ее текучесть; во-вторых, зоны с высокой продуктивностью малы и труднопредсказуемы; в-третьих, высокое содержание глины затрудняет гидроразрыв пласта; в-четвертых, распределение нефти неравномерное, что осложняет операции. Эти факторы долгое время ограничивали крупномасштабную и эффективную разработку месторождений сланцевой нефти в Китае. В рамках проекта для обработки жидкости, используемой при гидроразрыве пласта, применяется новая добавка, позволяющая снизить загрязнение и рециркулировать жидкость, превращая ее обратно в жидкость для гидроразрыва пласта для повторного использования. Этот метод был протестирован на девяти скважинах в 2023 году с отличными результатами. По состоянию на июнь 2024 года в рамках проекта планируется использовать реконструированную жидкость для гидроразрыва пласта в крупномасштабной операции по гидроразрыву.

Основной пласт проекта состоит из угольных пластов, серых и бурых аргиллитов, которые являются водочувствительными формациями. В сланцевом нефтеносном блоке Джимусар открытый ствол второй скважины имеет большую длину, и время выдержки пласта в воде увеличивается. При использовании бурового раствора на водной основе высока вероятность обрушения и нестабильности, но буровые растворы на масляной основе не вызывают эффектов гидратации. Буровые растворы на основе эмульсии «масло в воде», будучи стабильными, также не вызывают эффектов гидратации, поэтому буровые растворы на масляной основе не создают давления, вызывающего гидратационное набухание. Исследования привели к внедрению системы буровых растворов на масляной основе с принципами и мерами предотвращения обрушения, а именно: 1. Химическое ингибирование: контроль соотношения масло-вода выше 80:20 для уменьшения проникновения водной фазы в пласт, что эффективно предотвращает набухание и обрушение угольных пластов и высоководочувствительных формаций. 2. Физическая закупорка: предварительное добавление утяжелителей, таких как кальциевые материалы, в слабые пласты для повышения несущей способности пласта и предотвращения утечек из скважин. 3. Механическая поддержка: контроль плотности выше 1,52 г/см³, постепенное увеличение плотности до проектного предела 1,58 г/см³ в зоне наращивания. Утяжелители, производимые компанией Youzhu, позволяют достичь желаемого эффекта, обеспечивая бесперебойное и успешное завершение проектов бурения и обустройства скважин.