¿Qué es el fluido de perforación petrolera?
El fluido de perforación se refiere a un fluido circulante multifuncional que satisface las necesidades de proyectos de perforación y terminación. Dado que la mayoría de los líquidos se utilizan en la perforación rotativa y se utiliza una pequeña cantidad de gas o espuma, el fluido de perforación se denomina "fluido de perforación". En la actualidad, la investigación más utilizada y más profunda es el fluido de perforación a base de agua, por lo que el fluido de perforación también suele denominarse lodo (nombre antiguo). La tecnología de fluidos de perforación de mi país se está desarrollando rápidamente. Los fluidos de perforación a base de calcio comenzaron a utilizarse alrededor de 1953, creando una historia de sistemas de dispersión gruesa. El desarrollo exitoso de los agentes de tratamiento CMC y FCLS en la década de 1960 y la perforación de un pozo ultraprofundo de 7.000 metros en la década de 1970 hicieron que la tecnología de fluidos de perforación de China fuera un gran paso adelante. El desarrollo y uso de fluidos de perforación de sistemas no dispersables comenzó alrededor de 1973 y ahora están básicamente completos. El desarrollo de fluidos de perforación catiónicos comenzó en los años 1980.
1. Función y composición del fluido de perforación Las principales funciones del fluido de perforación en la ingeniería de perforación son: (1) limpiar el fondo del pozo y transportar los recortes (2) enfriar y lubricar la broca y la broca; la sarta (3) forma una torta de lodo para proteger la pared del pozo; (4) controla y equilibra la presión de la formación; (5) suspende los recortes y los agentes de peso (6) proporciona información relevante sobre la formación que se está perforando; energía hidráulica a la broca (8) Prevenir la corrosión de la herramienta de perforación.
Los principales componentes del fluido de perforación son: (1) agua (agua dulce, agua salada, salmuera saturada, etc.) bentonita (bentonita de sodio, bentonita de calcio, suelo orgánico, resistente a la sal). suelo, etc.); (3) Agentes de tratamiento químico (inorgánicos, orgánicos, tensioactivos, altos polímeros, biopolímeros, etc.) (4) Petróleo (petróleo ligero, petróleo crudo, etc.); nitrógeno, gas natural, etc.) espere). Estos componentes forman diferentes sistemas de dispersión en diversos fluidos de perforación, por lo que desempeñan diferentes funciones. Desde un punto de vista físico y químico, el fluido de perforación es un sistema inestable de múltiples fases, que incluye suspensiones (como barita en polvo, recortes de perforación, arcilla en polvo, etc.), coloides (como altos polímeros, soluciones acuosas de bentonita, etc.). ) y soluciones verdaderas (como cloruro de sodio, solución acuosa de carbonato de sodio, etc.), entre las cuales el componente coloidal juega un papel importante.
Para cumplir con los requisitos de la ingeniería de perforación y mejorar el rendimiento de los fluidos de perforación, es necesario agregar agentes de tratamiento a varios fluidos de perforación. Según sus funciones, los agentes de tratamiento se dividen en reguladores de alcalinidad, descalcificadores, antiespumantes, espumantes, espesantes, espesantes, floculantes, lubricantes, bactericidas, emulsionantes y agentes de estanqueidad, agentes densantes, inhibidores de corrosión, tensioactivos, hidratación de esquisto. inhibidores, reductores de pérdida de filtros, agentes de liberación de atascos, estabilizadores de alta temperatura y otras 18 categorías, alrededor de 100 a 150 tipos, de los cuales alrededor de 20 se usan comúnmente. La investigación y el desarrollo de agentes de tratamiento es una parte importante para mejorar el nivel técnico de los fluidos de perforación.
2. Rendimiento del fluido de perforación Para poder utilizar el fluido de perforación correctamente, primero debemos tener una comprensión correcta de las propiedades básicas del fluido de perforación. Generalmente, se utilizan indicadores como densidad, viscosidad, fuerza de corte, pérdida de agua, revoque de lodo, valor de pH, estabilidad, tasa de coloides, contenido de sal y contenido de arena para indicar el rendimiento de los fluidos de perforación. Estos indicadores afectan directamente la calidad y la velocidad de perforación. Para perforar rápidamente pozos de alta calidad, los indicadores de rendimiento de los fluidos de perforación deben ajustarse de acuerdo con las diferentes condiciones y requisitos de perforación. Para los pozos generales, el énfasis está en aumentar la velocidad de perforación y perforar de manera segura; para los pozos profundos, también es necesario exponer completamente las capas de petróleo y gas para los pozos de producción, también es necesario proteger las capas de petróleo y gas y aumentar la producción; . Estos requisitos deben lograrse mediante la formulación de indicadores razonables de rendimiento del fluido de perforación.
1. Densidad La densidad del fluido de perforación se refiere a la masa de la unidad de volumen del fluido de perforación, generalmente representada por el símbolo ρ, y la unidad habitualmente es g/cm3. La presión generada por la columna de fluido de perforación en la pared y el fondo del pozo puede equilibrar la presión de la formación, prevenir la explosión, estabilizar y proteger la pared del pozo y, al mismo tiempo, evitar que el petróleo, el gas y el agua a alta presión entren en la perforación. fluido para destruir su desempeño y complicar la situación en el fondo del pozo. Ajustar la densidad del fluido de perforación puede controlar la presión generada por la columna de fluido. Una densidad excesiva del fluido de perforación aumentará el consumo de energía, reducirá la velocidad de perforación, bloqueará formaciones, dañará o incluso aplastará las capas de petróleo y gas, por lo que la densidad del fluido de perforación no puede ser demasiado alta. En condiciones comparables, la densidad disminuye entre 0,1 y 0,2 g/cm3 y la velocidad de perforación puede aumentar en más del 10 %. Por lo tanto, los países extranjeros actualmente intentan utilizar fluidos de perforación de baja densidad para la perforación.
2. Viscosidad, tixotropía y fuerza de corte 1) Viscosidad La viscosidad del fluido de perforación es un reflejo de la fricción interna entre partículas sólidas, entre partículas sólidas y líquido, y entre moléculas líquidas en el fluido de perforación durante el flujo. Debido a los diferentes métodos de medición, existen diferentes valores de viscosidad. El más utilizado hoy en día es la viscosidad plástica.
La viscosidad plástica se refiere a la suma de la fricción interna entre partículas sólidas en el fluido de perforación, entre moléculas sólidas y líquidas, y la resistencia al flujo causada por el corte del propio líquido en condiciones de flujo laminar. Se mide con un viscosímetro rotacional y la unidad se expresa en mPa·s.
Los principales factores que afectan a la viscosidad plástica son el número y tamaño de las partículas sólidas contenidas en el fluido de perforación y el tipo de minerales arcillosos. Hay muchas partículas sólidas y tamaños de partículas finas, el área de superficie específica aumenta, la fricción interna aumenta y la viscosidad plástica inevitablemente aumentará. La forma más eficaz de reducir la viscosidad de los productos plásticos es diluirlos con agua o reducir el contenido de sólidos mediante reducción mecánica con arena.
La viscosidad del fluido de perforación debe ser la adecuada. Si la viscosidad es demasiado baja, no favorece el transporte de recortes; si la viscosidad es demasiado alta, causará muchos problemas, tales como: (1) Mayor resistencia al flujo, mayor presión de la bomba, menor desplazamiento y fondo de pozo deficiente. efecto de limpieza, lo que conlleva graves consecuencias. (2) Dificulta el trabajo de limpieza de arena y reducción de gases. (3) Es fácil hacer que la broca se ensucie, provocando "tirones del pistón" o que el taladro se atasque. (4) Es difícil arrancar la bomba después de la perforación, la presión de circulación es alta y es fácil bloquear la formación. Por lo tanto, se debe seleccionar la viscosidad adecuada en función de la velocidad de perforación, el equipo de potencia y las condiciones reales de la formación que se está perforando.
2) Tixotropía y cizallamiento La tixotropía del fluido de perforación se refiere a la característica de que el fluido de perforación se vuelve más delgado después de agitarlo y se espesa después de reposar. Después de que el fluido de perforación deja de agitarse, debido a la forma irregular y las propiedades desiguales de las partículas de arcilla, se puede formar una estructura de red entre las partículas de arcilla, que pierde fluidez lentamente y la resistencia estructural aumenta con la extensión del tiempo de reposo. Una agitación vigorosa puede destruir la estructura de la red y restaurar la fluidez del fluido de perforación. Este es el mecanismo general de la tixotropía. Esta situación ocurre a menudo en la perforación, por ejemplo, durante la perforación, el fluido de perforación continúa circulando y la viscosidad es baja, pero cuando el fluido de perforación deja de circular durante la perforación, la viscosidad aumenta;
La tixotropía del fluido de perforación se puede expresar mediante una fuerza de corte estática. La fuerza de corte estática se refiere a la fuerza mínima requerida para destruir la estructura de la red de fluido de perforación por centímetro cuadrado, y la unidad es mg/cm2. La fuerza de corte estática del fluido de perforación se puede medir con un medidor de fuerza de corte.
Dado que el fluido de perforación es tixotrópico, el tiempo de reposo es diferente y la fuerza de corte estática también es diferente. Generalmente, la fuerza cortante se mide en dos tiempos de reposo: el valor de la fuerza cortante medido después de 1 minuto de descanso es el valor de la fuerza cortante medido después de 10 minutos de reposo es el corte final; La diferencia entre los valores de fuerza cortante a 1 min y 10 min está determinada por la tixotropía, por lo que la diferencia puede describir la tixotropía del fluido de perforación.
Cuando el fluido de perforación fluye, parte de la estructura de la red se destruye, mientras que otra parte de la estructura de la red se restaura, formando finalmente un equilibrio dinámico. La existencia de la estructura de red le da al fluido de perforación una cierta fuerza gelificante. La cantidad que mide la resistencia de la estructura de la red en equilibrio dinámico se llama fuerza de corte dinámica. La fuerza de corte dinámica es un parámetro de rendimiento muy importante del fluido de perforación en estado de flujo laminar. Tiene el mayor impacto en la resistencia al flujo y la capacidad de transportar recortes. La fuerza de corte dinámica se ve afectada por factores como las propiedades de la superficie de las partículas de arcilla, la concentración de la fase sólida y las propiedades de carga de la superficie de la fase sólida. Medición de viscosímetro rotacional de uso común, la unidad es g/cm2.
3. Pérdida de agua y torta de lodo. La pérdida de agua del fluido de perforación durante el proceso de perforación se puede dividir en pérdida de agua estática y pérdida de agua dinámica. Generalmente, la pérdida dinámica de agua se refiere a la pérdida de agua durante el flujo y la circulación del fluido de perforación. La torta de lodo tiene un proceso de formación durante el ciclo, desde el establecimiento, el espesamiento hasta el equilibrio. La pérdida de agua en esta etapa es una pérdida de agua dinámica. La pérdida de agua estática se refiere a la cantidad de agua perdida en un estado estático, y la pérdida de agua medida en el suelo es una pérdida de agua estática. Al disparar, el fluido de perforación deja de circular, la torta de lodo se espesa a medida que aumenta la pérdida de agua y la pérdida de agua disminuye a medida que la torta de lodo se espesa. Esta etapa es la pérdida de agua estática. El proceso de perforación es en realidad un proceso de alternancia de pérdida de agua estática y pérdida de agua dinámica.
1) La formación de torta de lodo y la capa de grava, la capa de arenisca y el estrato fracturado que se encuentran en la perforación por pérdida de agua tienen poros y grietas, lo que significa que estas capas de roca son permeables. Cuando la presión generada por la columna de fluido de perforación es mayor que la presión de la formación, el fluido de perforación penetrará en la formación a lo largo de los espacios en la formación rocosa. Al principio, las partículas sólidas más grandes en el fluido de perforación primero bloquean los agujeros más grandes y luego las siguientes partículas más grandes bloquean los agujeros más pequeños;
La acumulación continua de partículas sólidas hace que los poros sean cada vez más pequeños, hasta formar eventualmente una torta de lodo. El proceso de formación de la torta de lodo se muestra en la Figura 5-7.
Figura 5-7 Diagrama esquemático de la pérdida de agua en el fluido de perforación
Al mismo tiempo, el agua libre en el fluido de perforación penetra en la formación. El agua que se filtra dentro de la formación se llama pérdida de agua del fluido de perforación. Durante la formación de la torta de lodo, la resistencia del agua libre en el fluido de perforación a penetrar en la formación aumenta gradualmente y la pérdida de agua disminuye gradualmente. Después de que se forma la torta de lodo, la pérdida de agua depende principalmente de la permeabilidad de la torta de lodo misma, mientras que el impacto de la permeabilidad de la formación sobre la pérdida de agua se vuelve muy pequeño. Por lo tanto, la pérdida de agua del fluido de perforación y la formación de revoque de lodo ocurren simultáneamente y se influyen entre sí. Se comienza a formar una torta de lodo debido a la pérdida de agua, y la torta de lodo que se forma a su vez evita una mayor pérdida de agua. La pérdida de agua del fluido de perforación y del revoque de lodo se puede medir con un medidor de pérdida de agua.
2) La relación entre el revoque de lodo, la pérdida de agua y la perforación. El revoque de lodo puede formarse durante el proceso de pérdida de agua, y el revoque de lodo formado puede consolidar la pared del pozo y evitar una mayor pérdida de fluido. Una pérdida excesiva de agua causará complicaciones subterráneas, como la hinchazón de la arcilla en la capa de petróleo, dañando la permeabilidad de la capa de petróleo y gas, por lo que la pérdida de agua debe ser lo más baja posible.
Las funciones de la torta de lodo incluyen principalmente los siguientes aspectos:
(1) La torta de lodo puede controlar la pérdida de agua.
(2) La torta de lodo tiene un efecto lubricante, lo que puede reducir el consumo de energía de la rotación de la herramienta de perforación. Por otro lado, también puede evitar que el taladro se pegue.
(3) La torta de lodo tiene una buena cementación y un fuerte efecto en la consolidación de la pared del pozo, lo que puede evitar que la formación suelta se desnude y colapse.
(4) La torta de lodo es comprimible, lo que puede reducir aún más la pérdida de agua y consolidar la pared del pozo en secciones profundas.
Se puede ver en el análisis anterior que cuanto menor sea la pérdida de agua, mejor, pero se debe realizar un análisis específico en función de la situación real. Se puede utilizar agua limpia durante la perforación rápida o cuando se perfora en formaciones que no son propensas a colapsar. Aunque la pérdida de agua es grande en este momento, la velocidad de perforación se puede aumentar considerablemente y se puede ahorrar la cantidad de agente de tratamiento. Además, los diferentes tipos de fluidos de perforación requieren diferentes rangos de pérdida de agua. Aunque los fluidos de perforación poliméricos y los fluidos de perforación de agua salada pierden más agua que los fluidos de perforación de agua dulce, aún pueden mantener la estabilidad del pozo porque los polímeros y los fluidos de perforación de agua salada pueden inhibir la lutita lodosa.
4. Valor de pH El valor de pH del fluido de perforación, es decir, acidez y alcalinidad, es el logaritmo negativo de la concentración de iones de hidrógeno en el fluido de perforación. Cuando el valor del pH es inferior a 7, el fluido de perforación es ácido. Cuanto menor es el valor del pH, más fuerte es la acidez. Cuando el pH es igual a 7, el fluido de perforación es neutro. Cuando el valor del pH es superior a 7, el fluido de perforación es alcalino. Cuanto mayor es el valor del pH, más fuerte es la alcalinidad. El valor del pH del fluido de perforación altamente alcalino (como el fluido de perforación con cal) es de 12 a 14, el valor del pH del fluido de perforación con bajo contenido de sólidos no dispersable es de 8 a 9; el valor del pH del fluido de perforación débilmente ácido (como el agua salada saturada); fluido de perforación) es de 6 a 7. Los fluidos de perforación bajos en alcalinos se utilizan comúnmente en la perforación moderna.
5. Contenido de arena El contenido de arena del fluido de perforación se refiere al porcentaje de arena en el fluido de perforación que no puede pasar a través del tamiz No. 200 (longitud del lado del orificio del tamiz 74 μm) con respecto al volumen total del fluido de perforación.
Si el contenido de arena en el fluido de perforación es demasiado alto, desgastará fácilmente las piezas de las herramientas y bombas de perforación. A medida que aumenta el contenido de arena, la torta de lodo se vuelve más gruesa y gruesa, el coeficiente de fricción aumenta y la densidad aumenta. En casos severos, puede causar que la perforación se atasque. Por lo tanto, generalmente se requiere que el contenido de arena del fluido de perforación sea inferior a 1.
Para medir el contenido de arena generalmente se utilizan botellas de contenido de arena e instrumentos especiales.
6. Contenido de sal El contenido de sal del fluido de perforación se refiere a la cantidad de sales solubles (sal de sodio, sal de calcio, etc.) contenidas en el filtrado del fluido de perforación, expresada en miligramos de sales por litro de solución. . expresar.
El contenido de sal se puede determinar mediante titulación o determinando la conductividad del fluido de perforación.
7. Estabilidad La estabilidad del fluido de perforación se puede analizar desde dos aspectos:
(1) Si la fase sólida en el fluido de perforación es fácil de hundir y qué tan rápido se sedimenta ( llamado asentamiento estable) sexo).
(2) Si las partículas de arcilla en el fluido de perforación son fáciles de unir y se hacen más grandes (llamado estabilidad de floculación).
Generalmente, solo se mide la estabilidad del asentamiento en el sitio. La calidad de la estabilidad de la sedimentación también puede reflejar hasta cierto punto la calidad de la estabilidad de la floculación. Además, la estabilidad de la floculación también se puede medir indirectamente en función de la pérdida de agua, la fuerza de corte, el volumen de sedimentación, etc.