Випадки застосування хімічних добавок для нафтопромислу

У 2022 році, враховуючи вплив пандемії COVID-19, Центр управління завершенням свердловин Північно-Західного нафтопромислу завершив 24 проекти, включаючи обладнання для контролю нафтових свердловин та очищення труб від засмічень важкою нафтою, заощадивши 13,683 мільйона юанів на закупівельних витратах.

Під час використання нафтопроводів діаметр труби стає дедалі вужчим через вплив воску, полімерів та солей, що зменшує потік сирої нафти та впливає на її видобуток. Тому бурові компанії зазвичай очищують труби раз на рік. Після обробки зварних швів стиків труб необхідно очистити самі труби.

Загалом, сталеві труби, що використовуються як нафтопроводи, мають іржу як на внутрішній, так і на зовнішній поверхнях. Якщо їх не очищати, це забруднює гідравлічну оливу після використання, що впливає на нормальну роботу гідравлічних пристроїв. Тому необхідно видаляти іржу з внутрішньої поверхні труб за допомогою кислотного промивання. Кислотне промивання також може видалити іржу із зовнішньої поверхні труб, що корисно для нанесення антикорозійної фарби на зовнішню поверхню труб, забезпечуючи тривалий антикорозійний захист. Кислотне промивання зазвичай виконується з використанням розчину кислоти з концентрацією від 0% до 15%. Компанія Youzhu пропонує продукти-інгібітори корозії: UZ CI-180, стійкий до високих температур кислотний інгібітор корозії для використання в нафтопромисловій галузі. У процесі кислотної обробки або травлення кислота роз'їдає сталь, а за високих температур швидкість та діапазон корозії значно зростають, тому при видобутку нафти особливо важливо запобігати корозії високотемпературних труб, що пов'язано не лише з перевагами експлуатації нафтопромислу, але й тісно пов'язано з безпекою виробництва. Ступінь кислотної ерозії трубопроводів та обладнання залежить від часу контакту, концентрації кислоти та температурних умов тощо. UZ CI-180 має чудову стійкість до високих температур, і при температурах до 180°C (350°F) корозійний вплив кислоти на сталь за високих температур на дні свердловини можна значно зменшити, додавши UZ CI-180 до кислотної суміші. Компанія Youzhu отримала високе визнання від Північно-Західного центру управління нафтовими родовищами за свої проекти з очищення труб, розробки бурових розчинів та обслуговування обладнання.

Розташована на дорозі Донгсан у місті Дун'їн, свердловина Фен'є 1-10HF є першою горизонтальною свердловиною для сланцевої нафти, яка подолала 20-денний цикл буріння, завершивши роботу на 24 дні раніше запланованого терміну. ​​Це одна з трьох національних демонстраційних зон сланцевої нафти, затверджених Національним енергетичним управлінням, і перша національна демонстраційна зона сланцевої нафти континентального розломного басейну в Китаї. Завдяки завершенню свердловини на 24 дні раніше запланованого терміну було заощаджено понад 10 мільйонів юанів.

Через близькість до свердловини, що розривається лише за 400 метрів, та близькість до межі гравійних порід, свердловина Fengye 1-10HF зіткнулася з ризиками проникнення води, переливу та втрати рідини. Крім того, високі температури на вибої свердловини створювали труднощі для різних приладів. Команда проекту зосередилася на інженерно-технологічній підтримці та вирішенні ключових технологічних проблем. Вони послідовно вирішили такі обмеження, як складність прогнозування зон сильної неоднорідності, обмеження приладів за високих температур і тисків, а також співіснування втрати та припливу бурового розчину.

Вони розробили та застосували систему бурового розчину на синтетичній основі для покращення текучості. Серед них, сучасна добавка до бурового розчину TF FL WH-1 Cement Fluid-loss Additives, розроблена Youzhu, може утворювати високоякісну плівку на поверхні сланцевої свердловини, запобігаючи потраплянню фільтрату бурового розчину в пласт. TF FL WH-1 призначена для використання у свердловинах з температурою циркуляції на вибійному отворі (BHCT) від 60℉(15,6℃) до 400℉(204℃).

TF FL WH-1 забезпечує контроль втрат рідини за стандартом API нижче 36 куб. см/30 хв, одночасно контролюючи міграцію газу з пласта. Зазвичай у більшості суспензій потрібно від 0,6% до 2,0% BWOC. Зазвичай його використовують у дозуванні менше 0,8% BWOC, тим самим захищаючи пласт і стабілізуючи стовбур свердловини. Це ефективно герметизує пори та мікротріщини сланцю, запобігаючи проникненню фільтрату бурового розчину та зменшуючи передачу порового тиску, значно посилюючи інгібування бурового розчину.

Результати польового застосування показують, що високоефективний буровий розчин на водній основі має високий гальмівний ефект, збільшує механічну швидкість буріння, стабільний за високих температур, захищає пласт та є екологічно чистим.

У лютому 2022 року свердловина Bazhong 1HF компанії Sinopec, розташована в юрському пісковиковому родовищі русла річки, інноваційно запропонувала концепцію проектування гідророзриву пласта з використанням «гідророзриву пласта, всмоктування та інтеграції із зупинкою свердловини». Цей підхід був розроблений для врахування характеристик щільних пісковикових колекторів русла річки та високих коефіцієнтів пластового тиску. Оптимізована технологія гідророзриву пласта, яка включає «щільне різання + тимчасове закупорювання та відведення + додавання високоінтенсивного піску + покращення всмоктування нафти», значно підвищила пропускну здатність підземних нафтогазових родовищ та створила нову модель гідророзриву пласта, що забезпечує орієнтир для великомасштабного гідророзриву пласта горизонтальних свердловин.

Високотемпературна добавка Youzhuo для запобігання втратам рідини, високотемпературний агент для тампонування, що запобігає руйнуванню, та високотемпературний регулятор потоку в рідині для гідророзриву пласта долають проблеми тиску та втрат рідини, спричинені поровим тиском у пласті, напруженням у стовбурі свердловини та міцністю гірських порід. Спеціальна технологія гелевого тампонування, розроблена в Південно-Західному нафтовому університеті, дозволяє спеціальному гелю автоматично зупиняти течію після потрапляння в шар втрат, заповнюючи тріщини та пустоти, утворюючи «гелеву пробку», яка ізолює внутрішню пластову рідину від рідини у стовбурі свердловини. Ця технологія є високоефективною при серйозних витоках у тріщинуватих, пористих та розбитих формаціях зі значними втратами рідини та мінімальними об'ємами повернення.

30 травня 2023 року о 11:46 ранку нафтопромислове підприємство Тарім, що належить Китайській національній нафтогазовій корпорації (CNPC), розпочало буріння свердловини Shendi Teke 1, що ознаменувало початок шляху дослідження надглибоких геологічних та інженерних надр на глибинах, що сягають 10 000 метрів. Це знаменує собою історичний момент для китайської глибокоземної інженерії, що свідчить про значний прорив у технології глибокоземної розвідки країни та початок «ери 10 000 метрів» у можливостях буріння.

Свердловина Shendi Teke 1 розташована в повіті Шая, префектура Аксу, Сіньцзян, у самому серці пустелі Такла-Макан. Це значний «глибокоземний проект» CNPC на нафтовому родовищі Тарім, що прилягає до надглибокої нафтогазової області Фуман, глибина якої становить 8000 метрів, а запаси – один мільярд тонн. Проектна глибина свердловини становить 11 100 метрів, а запланований період буріння та завершення – 457 днів. 4 березня 2024 року глибина буріння Shendi Teke 1 перевищила 10 000 метрів, що зробило її другою у світі та першою в Азії вертикальною свердловиною, яка перевищила цю глибину. Ця віха свідчить про те, що Китай самостійно подолав технічні труднощі, пов'язані з бурінням надглибоких свердловин такого масштабу.

Буріння на глибині 10 000 метрів є однією з найскладніших галузей у нафтогазовій інженерії з численними технічними вузькими місцями. Це також ключовий показник можливостей країни в галузі інженерних технологій та обладнання. Зіткнувшись з екстремальними умовами температури та тиску в свердловинах, було досягнуто значного прогресу в розробці високотемпературних бурових розчинів, високотемпературних двигунів та технологій спрямованого буріння. Також було досягнуто проривів у розробці обладнання для відбору проб керна та кабельного каротажу, надвисокотискних гідророзривних машин продуктивністю 175 МПа та обладнання для гідророзривних рідин, які були успішно випробувані на місці. Ці розробки призвели до створення кількох критично важливих технологій для безпечного та ефективного буріння та завершення надглибоких свердловин.

У системі бурового розчину, що використовувалася в цьому проекті, були враховані специфічні умови високої температури та високого тиску завдяки розробці покращених зменшувачів втрат рідини та інгібіторів корозії, які зберігають чудові реологічні властивості за високих температур, а також легко регулюються та обслуговуються. Добавки для контролю глини також покращили здатність глинистих частинок до зневоднення за умов надвисоких температур, покращуючи адаптивність та стабільність бурового розчину.

Сланцева нафта Джимусар – це перша в Китаї національна демонстраційна зона наземної сланцевої нафти, розташована у східній частині басейну Джунгар. Вона займає площу 1278 квадратних кілометрів і має оціночні запаси ресурсів у 1,112 мільярда тонн. У 2018 році розпочалася масштабна розробка сланцевої нафти Джимусар. У першому кварталі національна демонстраційна зона наземної сланцевої нафти Сіньцзян Джимусар видобула 315 000 тонн сланцевої нафти, встановивши новий історичний рекорд. Демонстраційна зона прискорює зусилля щодо збільшення запасів і видобутку сланцевої нафти, плануючи завершити буріння 100 свердловин та 110 свердловин для гідророзриву пласта до 2024 року.

Сланцева нафта, тобто нафта, що прикріплена до сланцевої породи або в її тріщинах, є одним із найскладніших видів нафти для видобутку. Сіньцзян має багаті ресурси сланцевої нафти з широкими перспективами для розвідки та розробки. Китай визначив ресурси сланцевої нафти як ключову сферу для майбутнього заміщення нафти. Ву Ченгмей, інженер середньої ланки Геологічного дослідницького центру операційної зони нафтопромислу Цзіцін у Сіньцзяні, пояснює, що сланцева нафта Цзімусара зазвичай захована на глибині понад 3800 метрів під землею. Глибоке залягання та особливо низька проникність роблять видобуток таким же складним, як і видобуток нафти з точильного каменю.

Розробка сланцевої нафти в Китаї загалом стикається з чотирма основними проблемами: по-перше, нафта відносно важка, що ускладнює її течію; по-друге, зони оптимального видобутку невеликі та їх важко передбачити; по-третє, високий вміст глини ускладнює гідророзрив пласта; по-четверте, розподіл є нерівномірним, що ускладнює операції. Ці фактори вже давно обмежують масштабну та ефективну розробку сланцевої нафти в Китаї. У рамках проекту для обробки рідини, що повертається після гідророзриву, використовується нова добавка, яка зменшує забруднення та рециркулює рідину, перетворюючи її назад на рідину для повторного використання. Цей метод був випробуваний на дев'яти свердловинах у 2023 році з відмінними результатами. Станом на червень 2024 року проект планує використовувати відновлену рідину для гідророзриву пласта у масштабній операції з гідророзриву пласта.

Основна формація проекту складається з вугільних пластів, сірих та коричневих аргілітів, які є водочутливими формаціями. У блоці сланцевої нафти Джимусар відкрита ділянка другої свердловини має довгу форму, а час замочування пласта збільшується. Якщо використовується буровий розчин на водній основі, ймовірні обвалення та нестабільність, але бурові розчини на нафтовій основі не викликають ефектів гідратації. Бурові розчини на основі емульсії нафти у воді, коли вони стабільні, також не викликають ефектів гідратації, таким чином, бурові розчини на нафтовій основі не створюють тиску гідратаційного набухання. Дослідження призвели до впровадження системи бурового розчину на нафтовій основі з такими принципами та заходами проти обвалення: 1. Хімічне інгібування: контроль співвідношення нафта-вода вище 80:20 для зменшення проникнення водної фази в пласт, ефективне запобігання набуханню та обваленню вугільних пластів та високовологочутливих формацій. 2. Фізичне тампонування: попереднє додавання обтяжувачів, таких як кальцієві матеріали, у слабкі пласти для підвищення несучої здатності пласта та запобігання витоку зі свердловини. 3. Механічна підтримка: контроль щільності вище 1,52 г/см³, поступове збільшення щільності до проектної межі 1,58 г/см³ в секції нарощування. Обважнювачі, вироблені компанією Youzhu, можуть досягти бажаного ефекту, забезпечуючи безперебійне та успішне завершення проектів буріння та завершення свердловин.