Новости

Jul 29, 2023

Улучшение фильтрационных свойств бурового раствора на основе тетраоксида марганца за счет использования частиц перлита для бурения широких слоев

Scientific Reports, том 12, номер статьи: 18445 (2022) Цитировать эту статью 539 Доступ к метрикам

Том 12 научных докладов, номер статьи: 18445 (2022 г.) Цитировать эту статью

539 Доступов

Подробности о метриках

Обязательным свойством любой рецептуры для бурения является смягчение повреждения пласта за счет превосходных свойств фильтрации и фильтрационной корки. Ключевым фактором предотвращения и ограничения повреждения пласта является улучшение герметизирующих качеств планируемого бурового раствора. В этом исследовании был представлен новый новый фильтрующий агент под названием «перлит» для улучшения способности глинистой корки тетраоксида марганца и улучшения герметизирующих свойств. Частицы перлита загружали в состав, содержащий тетраоксид марганца в качестве утяжелителя. Буровой раствор на водной основе был разработан с высокой плотностью (14,25 и 17,2 фунтов на галлон). Перлит добавляли в различных концентрациях для достижения оптимальных характеристик. Фильтрационный тест проводился при пластовой температуре 250 °F и перепаде давления 300 фунтов на квадратный дюйм с образованием фильтрационной корки. Испытания проводились с использованием кернов из песчаника с двумя различными категориями проницаемости (низкой и высокой проницаемостью) в качестве фильтрующей среды. Это дало полную картину эффективности перлита применительно к различным свойствам пласта и с учетом свойств бурового раствора. Структуру и химический состав образовавшейся фильтрационной корки оценивали с помощью сканирующей электронной энергодисперсионной рентгенографии (СЭМ-ЭДС). Представленные результаты иллюстрируют, насколько перлит совместим с добавлением к утяжелителям тетраоксида марганца в том же составе. Кроме того, он способен улучшить герметизирующие свойства фильтрационной корки, снижая объем фильтрации на 41%, а проницаемость внутреннего и внешнего слоев фильтрационной корки на 58% и 25% соответственно. Более того, ЭДС-анализ показал, что частицы перлита концентрируются, как правило, во внутреннем слое фильтровальной корки.

Оптимизация состава бурового раствора имеет решающее значение в нефтегазовой отрасли, поскольку он считается основой буровых операций1. Оптимизация включает в себя выбор правильных добавок в нужном количестве для эффективного и экономичного бурения скважины. Эти добавки выполняют множество функций, включая контроль пластового давления, очистку ствола скважины и вынос шлама, формирование фильтрационной корки для защиты пласта и т. д.2,3. В зависимости от глубины скважины, типа пласта и целесообразности потребность в этих добавках меняется4. На протяжении многих лет ученые и исследователи предлагали множество добавок, например, использование кожуры дуриана в качестве материала для поглощения поглощения5, использование различных классов ионных жидкостей для улучшения реологии бурового раствора6,7, использование полипропиленовых и полиэтиленовых шариков для повышения эффективности транспортировки резания8,9, 10,11,12, используя наноматериалы для улучшения свойств бурового раствора13,14,15 и т. д. Одной из жизненно важных добавок является утяжелитель, который обеспечивает необходимую плотность в рецептуре бурового раствора16. Количество необходимого утяжелителя меняется в зависимости от многих факторов, например, бурение глубоких скважин требует высокой плотности для контроля пластового давления, что приводит к высокой дозировке утяжелителя в зависимости от удельного веса утяжелителя17. Более того, они влияют на другие свойства бурового раствора, включая реологию, фильтрационные свойства и фильтрационную корку. Следовательно, важно выбрать подходящий утяжелитель в рецептуре бурового раствора.

Барит, гематит, ильменит, гелан и другие утяжеляющие минералы используются в нефтегазовой отрасли18,19,20,21,22,23,24. Кроме того, некоторые из этих материалов были микронизированы для улучшения их свойств и уменьшения связанных с ними проблем, таких как провисание17,25,26,27,28. В качестве утяжелителя предложено использовать четырехокись марганца (Mn3O4), он имеет удельный вес ~ 4,8 г/см3, малый размер частиц около 1 мкм и сферическую форму29,30. Эти особенности сделали Mn3O4 (Micromax) хорошим кандидатом в качестве жидкостей для бурения и заканчивания скважин31. Аль-Ями и др.32 разработали и исследовали состав на водной основе, состоящий из KCl/Mn3O4, и сравнили его с двумя существующими составами (т.е. KCl/BaSO4/CaCO3 и CHKO2/CaCO3). Они обнаружили, что состав Micromax демонстрирует лучшую термическую стабильность по сравнению с другими составами с лучшими фильтрующими и реологическими свойствами. Морони и др.31 использовали Mn3O4 в качестве утяжелителя в инвертной эмульсии для жидкости заканчивания. Они показали два полевых случая в Великобритании, где им пришлось торговаться между использованием рассола для обеспечения высокой плотности и использованием нефти для стабилизации сланцевых пластов. В первом случае для спуска колонны заканчивания им требовалась жидкость для заканчивания скважины 1,95 SG. Они использовали Mn3O4 в качестве утяжелителя в инвертной эмульсии минерального масла, при этом в лаборатории основное внимание уделялось свойствам провисания в течение 14 дней и характеристикам пленки на буровых инструментах. Результаты в лаборатории были превосходными, что привело к успешному внедрению в полевых условиях. Второй случай касался наклонно-направленной скважины с проблемой устойчивости скважины, связанной с добычей песка, ограниченной глинистыми/сланцевыми формациями. Предлагаемое решение заключалось в установке песчаных экранов, чтобы обеспечить потребность в неводной жидкости, не содержащей твердых частиц. Использовали инвертную эмульсию и добавляли Mn3O4 для достижения необходимой плотности (т.е. 1,44 SG). Использованная жидкость для заканчивания скважин положительно помогла в процессе установки песочных фильтров. Более того, Micromax может помочь свести к минимуму оседание других буровых растворов, таких как барит. Басфар и др.33 решили проблему провисания барита в инвертно-эмульсионной жидкости, используя смесь барита и Micromax. Они изучили два различных процентных содержания Micromax, включая 15% по весу и 30% по весу, и обнаружили, что 30% по весу является оптимальным процентом, который устраняет провисание барита. Кроме того, были улучшены другие свойства бурового раствора, включая фильтрацию, реологию и вязкоупругость. Кроме того, они исследовали то же решение проблемы провисания барита в буровом растворе на водной основе34. Их результаты показали, что 25% по массе способны устранить провисание барита и улучшить общие качества бурового раствора.