Formulazione di un nuovo fango di perforazione utilizzando bio

Nov 26, 2023

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 12080 (2023) Citare questo articolo

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Il danno alla formazione è un problema ben noto che si verifica durante le fasi di esplorazione e produzione del settore upstream dell’industria petrolifera e del gas. Questo studio mirava a sviluppare una nuova formulazione di fango di perforazione utilizzando biopolimeri ecologici, in particolare carbossimetilcellulosa (CMC), insieme a materiali nanostrutturati e un tensioattivo comune, sodio dodecil solfato (SDS). Le proprietà reologiche del fluido di perforazione e l'impatto degli additivi sulle sue proprietà sono stati studiati su scala di micromodelli, utilizzando una portata di 20 ml/h. La concentrazione del polimero e la concentrazione della nano argilla sono state fissate a due livelli: 0,5% in peso e 1% in peso, rispettivamente, mentre il contenuto di tensioattivo è stato variato a tre livelli: 0,1% in peso, 0,4% in peso e 0,8% in peso. I risultati dell'analisi della tensione interfacciale (IFT) hanno dimostrato una significativa diminuzione della tensione interfacciale tra olio e acqua con l'aumento della concentrazione di SDS. Inoltre, seguendo lo standard API, è stato valutato il comportamento reologico del fluido di perforazione, comprese la forza del gel e le proprietà tixotropiche del fango, rispetto alle variazioni di temperatura, poiché questo è fondamentale per garantire la stabilità reologica intrinseca del fango. L'analisi reologica ha indicato che la viscosità della formulazione del fango con nanoparticelle ha subito una riduzione fino a 10 volte con l'aumento della velocità di taglio, mentre altre formulazioni hanno mostrato un calo di 100 volte. In particolare, le proprietà reologiche del campione di agar sono migliorate a 150 °F grazie alla sua completa solubilità in acqua, mentre altre formulazioni hanno mostrato un calo maggiore della viscosità a questa temperatura. All’aumentare della temperatura, il fluido di perforazione contenente materiali nanostrutturati ha mostrato una viscosità più elevata.

Il danno alla formazione si riferisce alla riduzione della permeabilità assoluta o alla diminuzione della permeabilità relativa del fluido di produzione. Questo danno può essere ridotto al minimo utilizzando fluidi di perforazione appropriati. Diversi tipi di fluidi di perforazione, inclusi fanghi di perforazione a base di petrolio (OBDM), fanghi di perforazione a base acquosa (WBDM), fanghi di perforazione a base di gas (GBDM) e i rispettivi additivi, vengono utilizzati in combinazione con idonei additivi di argilla1.

La scelta del fluido di perforazione di base influenza in modo significativo il suo comportamento durante le operazioni di perforazione. L'OBDM è ampiamente riconosciuto come il sistema superiore grazie alle sue proprietà lubrificanti2. Questo sistema fornisce stabilità del pozzo, coppia e resistenza ridotte, eccellente controllo della perdita di fluido e qualità del pannello filtrante, proprietà reologiche adeguate per la pulizia del foro e stabilità della temperatura3,4. Le formazioni di scisto tendono a gonfiarsi quando infiltrate da fluidi di perforazione a base acquosa (WBDF), portando all'instabilità della parete del pozzo. Per prevenire il rigonfiamento, spesso si preferisce l’OBDM poiché non vi è alcuna interazione tra petrolio e scisto. Tuttavia, per affrontare le preoccupazioni ambientali, è possibile utilizzare anche i fanghi a base acquosa (WBM). Pertanto, i fluidi di perforazione svolgono un ruolo cruciale nell’industria del petrolio e del gas5,6.

I fluidi di perforazione svolgono numerose funzioni nelle operazioni di perforazione, tra cui la pulizia dei pozzi, il controllo della pressione della formazione, la sospensione dei detriti, la sigillatura di formazioni permeabili, la stabilità del pozzo, la riduzione dei danni alla formazione, il raffreddamento, la lubrificazione, il supporto per la punta e il gruppo di perforazione, il trasferimento di energia idraulica agli strumenti e bit, garantendo un'adeguata valutazione della formazione, inibizione della corrosione, riduzione dell'impatto ambientale e semplificazione della cementazione e del completamento del fango di perforazione7,8,9. Queste funzioni dei fluidi di perforazione sono ottenute attraverso l'uso di una chimica complessa basata su additivi. Gli additivi vengono utilizzati per migliorare le proprietà dei fluidi di perforazione, come densità, reologia, perdita di fluido, alcalinità, contenuto di sale, contenuto di solidi, rapporto olio-acqua, contenuto di sabbia, stabilità elettrica e altre proprietà rilevanti. La densità del fluido di perforazione è particolarmente importante, poiché aumenti eccessivi possono portare al cedimento della formazione10,11. Da Le proprietà reologiche, tra cui la viscosità apparente (AP), la viscosità plastica (PV) e il punto di snervamento (YP), sono caratteristiche cruciali durante le operazioni di perforazione12,13. Tra le varie proprietà reologiche, la forza del gel (GS) è definita come la capacità del fango di mantenere in sospensione le particelle di fango14,15. La proprietà di resistenza del fango gioca un ruolo chiave nella perforazione di pozzi orizzontali e multi-braccio.