Aplicación de polímeros en emulsión en sistemas de fluidos de perforación cargados positivamente
(Instituto de Investigación para la Exploración y el Desarrollo del Petróleo de China, Beijing 100083)
El polímero en emulsión se sintetizó mediante el método de polimerización en microemulsión inversa y su rendimiento en interiores fue evaluado, prueba piloto de ampliación y prueba de campo. Los resultados muestran que el polímero en emulsión es fácilmente soluble en agua y se puede agregar directamente al fluido de perforación positivo, lo que puede acortar efectivamente el tiempo de hidratación y preparación de la lechada en el sitio. Como aditivo para fluidos de perforación, el polímero en emulsión tiene buenas propiedades para aumentar la viscosidad, reducir la pérdida de fluido y reducir la pérdida de agua. Cuando la cantidad de adición de polímero en emulsión es del 0,4%, se pueden cumplir los requisitos básicos para el rendimiento del fluido de perforación. La ruta de producción es confiable, el rendimiento del producto es estable y la producción puede ampliarse; la aplicación de polímero en emulsión en fluido de perforación positivo ha logrado resultados de aplicación ideales en la prueba de campo del pozo Dagu 1.
Pomerización en microemulsión; polímero en emulsión; síntesis de fluidos de perforación cargados positivamente
Aplicación de polímeros en emulsión en fluidos de perforación cargados positivamente
Lin, Ming, Zhi, Wang Lin
(Instituto de Investigación para la Exploración y el Desarrollo del Petróleo, Beijing 100083)
Resumen Se sintetizó un polímero en emulsión mediante polimerización en microemulsión. Se estudió la evaluación del desempeño en interiores, la síntesis a escala piloto y la aplicación en campo de polímeros en emulsión. Los resultados muestran que el polímero en emulsión es fácilmente soluble en agua y se puede agregar directamente al fluido de perforación, acortando efectivamente el tiempo de preparación del fluido de perforación. Como aditivo para fluidos de perforación, los polímeros en emulsión tienen buenas propiedades de aumento de la viscosidad, mejora del cizallamiento y reducción de la pérdida de fluido. Cuando la concentración de polímero en emulsión es del 0,4%, se pueden cumplir los requisitos básicos para el rendimiento del fluido de perforación. Se han logrado buenos resultados de aplicación de campo en el Pozo Dadu 1.
Palabras clave polimerización en microemulsión, síntesis de polímeros en emulsión, fluido de perforación positivo
Actualmente, los productos de poliacrilamida utilizados en los campos petroleros de mi país se encuentran básicamente en forma de polvo y la aplicación in situ requiere grandes cantidades de Dispositivos para disolver incrustaciones. Además, el proceso de producción de poliacrilamida es la polimerización en solución adiabática en caldera introducida en mi país en la década de 1990. La fracción de masa de la solución de polímero es baja y el peso molecular del producto es relativamente pequeño. En el proceso de elaboración de polvo seco, el secado y el cizallamiento a alta temperatura pueden provocar fácilmente la degradación y la reticulación de las cadenas de polímeros, empeorando la solubilidad y floculación del producto en polvo.
La polimerización en emulsión también es un método de polimerización muy utilizado en la industria. El peso molecular de los productos de polimerización en emulsión es mayor que el de los polímeros en solución. El producto de polimerización se genera en forma de látex. Si se usa directamente en forma de látex, la operación es más fácil. La polimerización en emulsión también tiene otras ventajas, tales como una fácil transferencia del calor de polimerización, una alta velocidad de polimerización y un fácil control de la estructura molecular. peso del producto. Debido a estas ventajas únicas, el desarrollo de la tecnología de polimerización en emulsión ha atraído la atención de muchos investigadores. Desde que el científico francés Candau [1] obtuvo por primera vez una microemulsión inversa de poliacrilamida estable, de alto peso molecular y de distribución estrecha mediante polimerización en microemulsión inversa en la década de 1980, los académicos nacionales y extranjeros han investigado mucho sobre la polimerización en microemulsión inversa de acrilamida. investigación [2 ~ 4]. Actualmente, sólo Cytec ha obtenido los derechos de patente para la polimerización en microemulsión inversa de poliacrilamida. La mayor parte de la investigación nacional se encuentra en la etapa de laboratorio y aún está lejos de la producción industrial. Este artículo utiliza el método de polimerización en microemulsión inversa para sintetizar productos de emulsión de poliacrilamida que pueden usarse directamente como aditivos para fluidos de perforación. Se analizan el método de síntesis en interiores, las propiedades del polímero en emulsión y las pruebas piloto. El fluido de perforación eléctrico positivo preparado con él como agente principal se probó en el pozo Dagu 1 de la estructura Daluoba No. 2 en Xinjiang.
1 Síntesis de polímero en emulsión
Materias primas principales: acrilamida, ácido acrílico, hidróxido de potasio, tensioactivo no iónico, agua desionizada y aceite blanco son todos de grado industrial, lo que provoca reactivos, etanol, y heptano son reactivos analíticamente puros, nitrógeno de alta pureza y agentes de inversión de fases.
Proceso de síntesis: En un matraz de cuatro bocas (250mL) equipado con un alimentador a presión constante, agitador, termómetro y tubo de ventilación, agregar emulsionante y aceite blanco y calentar para disolver. Al mismo tiempo, agregue soluciones de acrilamida y acrilato de potasio al alimentador. Antes de la emulsificación, agregue el iniciador, revuelva para emulsionar y ventile el nitrógeno durante 20 minutos. Controlar una determinada temperatura de reacción hasta que se complete la conversión de la reacción.
Fórmula de reacción de polimerización:
Teoría de la acumulación de petróleo y gas y tecnología de exploración y desarrollo
El polímero en emulsión se clasifica con etanol y el polvo blanco se obtiene después del secado. Se muele en heptano y se agita durante 24 horas. La torta de filtración se secó al vacío y se usó para la determinación del peso molecular. El peso molecular promedio de viscosidad del polímero en emulsión se midió mediante el método de viscosidad intrínseca y fue de 7,7 x 106.
Rendimiento de los dos polímeros en emulsión
2.1 Solubilidad en agua del polímero en emulsión
Agregue 1,0 g del polímero en emulsión a 200 ml de agua con agitación. experimento El polímero en emulsión se dispersa rápidamente y el tiempo de disolución completa es inferior a 2 minutos. Se puede observar que el aditivo del fluido de perforación de polímero en emulsión es fácilmente soluble en agua y se puede agregar directamente al fluido de perforación para su uso, acortando el tiempo de hidratación y preparación de la lechada en el sitio y logrando los resultados esperados en muy poco tiempo.
2.2 Efecto del polímero en emulsión sobre el rendimiento del fluido de perforación
Utilice una lechada de bentonita al 4 % como lechada base, agregue el polímero en emulsión a la lechada base y agite el fluido de perforación a alta velocidad durante 65438±00 minutos. La reología de los fluidos de perforación se probó utilizando un viscosímetro rotacional. De acuerdo con el estándar de la industria petrolera SY/T5621-93, el probador de pérdida de fluido de lodo de presión media ZNS-1 se utiliza para medir la pérdida de fluido API.
Los efectos de los polímeros en emulsión sobre las propiedades del fluido de perforación se muestran en la Tabla 1. Los resultados muestran que la adición de polímero en emulsión puede aumentar la viscosidad aparente y la fuerza de corte dinámica del fluido de perforación y reducir la pérdida de agua.
Cuando la cantidad agregada de polímero en emulsión es del 0,4%, puede cumplir con los requisitos básicos del rendimiento del fluido de perforación y satisfacer las necesidades de la ingeniería de perforación superior.
Tabla 1 Efecto del polímero en emulsión sobre el rendimiento del fluido de perforación
2.3 Resistencia a las sales del polímero en emulsión
En lodos base con diferentes cantidades de cloruro de sodio Agregue 1,2% de emulsión polímero para probar el rendimiento del fluido de perforación. Los resultados se muestran en la Tabla 2. Puede verse que el polímero en emulsión tiene una fuerte resistencia a las sales de sodio y muestra buenos efectos de aumento de la viscosidad y reducción de la pérdida de agua cuando la dosis es pequeña. Adecuado para perforación y desplazamiento de petróleo en formaciones con alta salinidad.
Tabla 2 Tolerancia a la sal de los polímeros en emulsión
3 Prueba piloto de ampliación de polímeros en emulsión
Dado que hay muchos factores que afectan la polimerización en emulsión inversa, durante la optimización Sobre la base del proceso de síntesis, se investigó la estabilidad del proceso de síntesis utilizando productos industriales nacionales como materia prima y se exploró la industrialización de la síntesis de polímeros. Se sintetizaron ocho lotes de muestras y se probó el rendimiento de todos los productos. La Tabla 3 muestra el número de viscosidad intrínseca y el peso molecular promedio de la viscosidad de los polímeros en emulsión. El peso molecular promedio de viscosidad de todos los productos es estable y permanece en 4,1×106 ~ 1,5×107.
Tabla 3 Viscosidad intrínseca y viscosidad del peso molecular promedio del polímero en emulsión
Agregue el polímero en emulsión a la suspensión base del fluido de perforación, agite a alta velocidad durante 65438 ± 00 min y pruebe la perforación. fluido con reología de viscosímetro rotacional. De acuerdo con el estándar de la industria petrolera SY/T5621-93, el probador de pérdida de fluido de lodo de presión media ZNS-1 se utiliza para medir la pérdida de fluido API. La Tabla 4 muestra el efecto de los polímeros en emulsión sobre las propiedades del fluido de perforación. Se puede ver que en el fluido de perforación con salmuera de cloruro de sodio al 20%, todos los polímeros en emulsión pueden reducir efectivamente la pérdida de fluido del fluido de perforación y aumentar significativamente la viscosidad plástica del fluido de perforación. Se puede ver que la ruta del proceso es madura y estable y puede expandir la producción, sentando una buena base para las pruebas piloto en el sitio.
Tabla 4 Efecto de los polímeros en emulsión sobre las propiedades del fluido de perforación
Nota: 1. Composición de la pulpa base: 5% de bentonita de alta tasa de pulpa + 0,3% de carbonato de sodio + 20% de cloruro de sodio 2,0,4% es el contenido efectivo de polímero en emulsión;
4 Prueba de campo
4.1 Descripción general del pozo Dagu 1 El primer pozo clave de preexploración de alta dificultad implementado en el campo de exploración de gas natural de roca salada. La profundidad del pozo diseñado es de 6.400 metros y las capas objetivo son el Ordovícico y el Cámbrico. La perforación en este bloque es difícil, no sólo encontrará capas salinas de alta presión, sino que las condiciones geológicas de la capa objetivo también son relativamente complejas.
Los horizontes de prueba son la Formación Neógena Jidik, la Formación Paleógena Suviy, el Grupo Kumglam y el Cretácico. Sección del pozo de prueba: 4450~5900 mm Al perforar en esta formación, se desarrollan lutitas de yeso y lutitas de arena, que son propensas a accidentes como colapso y atascamiento de la perforación. En particular, hay una capa salina de alta presión en la formación Jidike. Requiere un mantenimiento de mayor rendimiento de los fluidos de perforación.
Principales agentes de tratamiento del Pozo Dagu 1: KPAM, NH4PAN, WFT-666, SMP-2, SPNH, CXP-2, GMP-3. Aditivos positivos: parafina emulsionada (RHJ-1) y polímero en emulsión (DS-301).
4.2 Prueba en interiores
Para observar el efecto del polímero en emulsión DS-301 en el rendimiento del fluido de perforación en sitio, se realizó un experimento de evaluación sobre el efecto del polímero en emulsión en pozos. Se realizó el desempeño del lodo (Tabla 5). Los resultados muestran que el 0,3% de DS-301 tiene una ligera tendencia a aumentar la viscosidad plástica y la fuerza de corte dinámica del fluido de perforación original a temperatura ambiente. La pérdida instantánea de agua aumenta pero tiene poco efecto sobre la pérdida de agua API, y se puede decir. en pruebas de pozos.
Tabla 5 Efecto del polímero en emulsión DS-301 sobre las propiedades de la lechada de cemento
Nota: 1. T en la mesa? El tiempo para que la pérdida de agua fluya en el experimento de pérdida de agua a presión media, la unidad es segundos (s). Otras propiedades del lodo del pozo experimental son las siguientes: la densidad es 1,56 kg/L, el valor del pH es 8,5, Vs; es 21,8%, Vb es 39 g/l; 3. El proceso experimental es 6000 r/min y el rendimiento se mide agitando a alta velocidad durante 20 minutos.
4.3 Prueba de entrada al pozo
El pozo Dagu 1 es un pozo exploratorio clave de Sinopec. El objetivo de la perforación es descubrir y proteger yacimientos de petróleo y gas. Según las nuevas normas (o especificaciones) de explotación forestal, el contenido total de hidrocarburos (valor de referencia) debe controlarse dentro del 0,5%. Una vez superado este valor, se debe detener la perforación para eliminar el fluido de perforación. Agregue lentamente 100 kg de DS-301 según el ciclo. El valor total de hidrocarburos del fluido de perforación antes de la adición fue del 0,15%, y el valor total máximo de hidrocarburos del fluido de perforación después de 1,5 ciclos fue del 0,17%; cuando el contraste no era demasiado fuerte, la viscosidad del embudo del fluido de perforación aumentó en 2 s; y PV e YP mostraron una ligera tendencia al alza. Del experimento comparativo, se encontró que después de agregar DS-301, la pérdida instantánea de agua del fluido de perforación aumentó, pero la pérdida de agua del fluido de perforación API no cambió mucho.
4.4 Efecto de la aplicación
(1) El recubrimiento del fluido de perforación tiene fuertes propiedades inhibidoras, buena formación de corte y bordes afilados. En la Figura 1 se muestran fotos de los segundos cortes en el Pozo Dagu 1. Se puede ver que el Pozo Dagu 1 tiene buena resistencia al colapso, por lo que los recortes de registro devueltos durante todo el proceso de construcción de la segunda apertura son muy claros y bien formados, y las huellas de corte de la broca de PDC casi no tienen cambios.
Figura 1 Foto de los recortes de perforación de la segunda perforación del Pozo Dagu 1
(2) Los disparos cortos y los disparos son extremadamente suaves y no hay fenómeno de atasco.
Durante la segunda perforación del pozo Dagu 1, la sección del pozo de 2300-4964 m se acortó * * 17 veces. Cada viaje corto se realizó sin obstáculos y sin atascos. La velocidad de perforación del fondo del pozo del siguiente viaje corto fue del 100%. Muestra plenamente que el segundo fluido de perforación tiene un buen efecto de transporte de rocas y buena lubricidad.
(3) El fluido de perforación tiene una fuerte capacidad anticontaminación y ha pasado con éxito a través de varios conjuntos de capas de yeso puro y capas de agua salada a alta presión. La fotografía de 4802 metros de recortes en el Pozo Dagu 1 se muestra en la Figura 2. Según los datos de perforación reales y el análisis de registros geológicos, la segunda apertura del Pozo Dagu 1 encontró dos posibles capas salinas de alta presión, a saber, la sección del pozo de 4746 ~ 4748 m y la sección del pozo de 4859 ~ 4860 m; la perforación encontró tres conjuntos de yeso; con capas de mayor pureza: 4754 ~ 4756 m, 4800 ~ 4802 m, 4820 ~ 4822 m, el contenido de yeso puro alcanza el 50% ~ 70%. Especialmente después de ingresar a la sección de lutitas de yeso a 4514 m, la cantidad de agentes de tratamiento anticalcio y antisal aumentó y el rendimiento del fluido de perforación se mantuvo relativamente estable.
Figura 2 Foto de 4802 metros de recortes en el Pozo Dagu 1.
(4) El diámetro de perforación es muy regular y la calidad de perforación es excelente. La segunda curva de diámetro de registro del Pozo Dagu 1 se muestra en la Figura 3. La Figura 3 muestra que el diámetro máximo del pozo de la broca de φ311 mm es de 353 mm, el diámetro mínimo del pozo es de 278 mm, el diámetro promedio del pozo es de 329 mm y la tasa de expansión promedio del diámetro del pozo es del 5,76 %. No hubo una sección de "gran barriga" en toda la segunda sección de perforación, lo que demuestra plenamente que el fluido de perforación en esta sección tiene una fuerte resistencia anti-colapso y que el fluido de perforación y las medidas de construcción de ingeniería de perforación están en su lugar. La curva del diámetro del pozo de la tercera apertura del Pozo Dagu 1 se muestra en la Figura 4. Según el análisis estadístico del diámetro del tercer pozo en Dagu 1, la tasa promedio de expansión del diámetro del tercer pozo es del 3,03%.
Figura 3 Curva de diámetro del pozo de la segunda apertura del Pozo Dagu 1
Figura 4 Curva de diámetro del pozo de la tercera apertura del Pozo Dagu 1
① 1 pulgada = 0,0254 metros.
(5) El fluido de perforación está limpio y la broca y el centralizador están libres de bolsas de lodo. Durante la segunda operación de perforación del Pozo Dagu 1, se utilizó un total de 1 barrena de rodillo y 2 barrenas PDC (1 barrena DBS y 1 barrena Barrett) para un total de 5 tiempos de perforación. No tropiece debido a problemas con el fluido de perforación. No debe haber bolsas de lodo en las uniones de la broca, el centralizador y la tubería de perforación en todo momento. Esto simplemente demuestra que el fluido de perforación tiene un buen efecto de transporte de rocas y que el fluido de perforación está limpio.
(6) El valor total de hidrocarburos y el nivel de fluorescencia están bien controlados. Durante toda la segunda y tercera operaciones de perforación, se monitorearon de cerca el valor total de hidrocarburos y el nivel de fluorescencia de los agentes de tratamiento del pozo, y se ajustó y controló la dosis de algunos agentes de tratamiento para controlar la mayoría de los valores totales de hidrocarburos por debajo del 0,25% a Asegúrese de que la grabación sea auténtica y precisa.
5Conclusión
Se sintetizó un polímero en emulsión que puede usarse como aditivo para fluidos de perforación mediante polimerización en microemulsión inversa. Tiene buena solubilidad en agua, propiedades espesantes, propiedades cortantes, propiedades reductoras de la pérdida de agua y resistencia a la sal. Cuando la cantidad de polímero en emulsión es del 0,4%, se pueden cumplir los requisitos básicos para el rendimiento del fluido de perforación. Los resultados de la prueba piloto de polimerización en emulsión muestran que la ruta del proceso es madura y estable y puede ampliarse para la producción.
Los polímeros en emulsión se utilizan en fluidos de perforación cargados positivamente. Las pruebas de campo en el pozo Dagu 1 en la estructura Daluoba No. 2 en Xinjiang mostraron que el recubrimiento del fluido de perforación tiene fuertes propiedades inhibidoras, buena formación de corte y bordes afilados. La liberación corta y la liberación son extremadamente suaves sin ningún fenómeno de atasco; el fluido de perforación tiene una fuerte capacidad anticontaminación y ha pasado con éxito a través de múltiples conjuntos de capas de yeso puro y capas de agua salada a alta presión; el diámetro de perforación es muy regular y la perforación; la calidad es muy buena; el fluido de perforación está limpio y no hay bolsas de lodo en la broca y el centralizador, el valor total de hidrocarburos y el nivel de fluorescencia están bien controlados, logrando resultados de aplicación ideales;
Referencias
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