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Aug 12, 2023

Miglioramento delle proprietà di filtrazione del fango di tetrossido di manganese utilizzando particelle di perlite per perforare in modo ampio

Scientific Reports volume 12, numero articolo: 18445 (2022) Cita questo articolo 568 Accessi Dettagli metriche Una caratteristica richiesta di qualsiasi formulazione di perforazione è quella di mitigare il danno alla formazione avendo

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Una caratteristica richiesta di qualsiasi formulazione di perforazione è quella di mitigare il danno alla formazione avendo eccellenti proprietà di filtrazione e pannello di filtrazione. Il fattore chiave per prevenire e limitare i danni alla formazione è migliorare le qualità di tenuta del fluido di perforazione previsto. In questo studio, è stato introdotto un nuovo agente di filtrazione chiamato "perlite" per migliorare la capacità del pannello di fango di tetrossido di manganese per migliori caratteristiche di tenuta. Le particelle di perlite furono caricate in una formulazione contenente il tetrossido di manganese come agente di ponderazione. Il fango di perforazione a base acquosa è stato progettato per densità elevate (14,25 e 17,2 ppg). La perlite è stata aggiunta in varie concentrazioni per raggiungere le prestazioni ottimali. Il test di filtrazione è stato condotto a una temperatura del serbatoio di 250 °F e a una pressione differenziale di 300 psi per formare il pannello filtrante. I test sono stati eseguiti utilizzando nuclei di arenaria con due diverse categorie di permeabilità (bassa e alta permeabilità) come mezzo di filtrazione. Ciò ha fornito un quadro completo delle prestazioni della perlite implementate per diverse proprietà di formazione e considerando le proprietà del fluido di perforazione. La struttura della torta del filtro formata e la composizione chimica sono state valutate utilizzando raggi X a dispersione di energia di elettroni a scansione (SEM-EDS). I risultati presentati hanno illustrato come la perlite fosse compatibile per essere aggiunta agli agenti di ponderazione del tetrossido di manganese nella stessa formulazione. Inoltre, ha la capacità di migliorare le qualità di tenuta del pannello filtrante, riducendo il volume di filtrazione del 41% e la permeabilità degli strati interno ed esterno del pannello filtrante rispettivamente del 58% e del 25%. Inoltre, l'analisi EDS ha mostrato che le particelle di perlite sono concentrate generalmente nello strato interno del pannello filtrante.

L'ottimizzazione della formulazione del fluido di perforazione è fondamentale nel settore del petrolio e del gas poiché è considerato il sangue per le operazioni di perforazione1. L'ottimizzazione include la selezione degli additivi corretti con la quantità corretta per perforare il pozzo in modo efficiente ed economico. Questi additivi forniscono molte funzioni tra cui il controllo della pressione della formazione, la pulizia del pozzo e il trasporto del taglio, la formazione di un pannello filtrante per proteggere la formazione, ecc.2,3. A seconda della profondità del pozzo, del tipo di formazione e della fattibilità, la necessità di questi additivi cambia4. Scienziati e ricercatori hanno proposto molti additivi nel corso degli anni, ad esempio, utilizzando la scorza di durian come materiale a circolazione persa5, utilizzando diverse classi di ioni liquidi per migliorare la reologia del fango6,7, implementando sfere di polipropilene e polietilene per migliorare l'efficienza del trasporto di taglio8,9, 10,11,12, che utilizza nanomateriali per migliorare le proprietà del fluido di perforazione13,14,15, ecc. Uno degli additivi vitali è il materiale di ponderazione che fornisce la densità necessaria nella formulazione del fango16. La quantità di materiale di ponderazione necessaria cambia in base a molti fattori, ad esempio, la perforazione di pozzi profondi richiede un'elevata densità per controllare la pressione di formazione che si traduce in un dosaggio elevato del materiale di ponderazione a seconda del peso specifico del materiale di ponderazione17. Inoltre, influenzano le altre proprietà del fango, tra cui la reologia, il comportamento di filtrazione e il pannello di filtrazione. Pertanto, è importante selezionare il materiale di ponderazione appropriato nella formulazione del fango.

Barite, ematite, ilmenite, gelana e altri minerali da pesare sono utilizzati nel settore del petrolio e del gas18,19,20,21,22,23,24. Inoltre, alcuni di questi materiali sono stati micronizzati per migliorarne le proprietà e ridurre i problemi correlati come il cedimento17,25,26,27,28. È stato proposto di utilizzare il tetrossido di manganese (Mn3O4) come materiale di ponderazione, ha un peso specifico di ~ 4,8 g/cm3, una dimensione delle particelle bassa intorno a 1 μm e una forma sferica29,30. Queste caratteristiche hanno promosso il Mn3O4 (Micromax) come buon candidato per i fluidi di perforazione e completamento31. Al-Yami et al.32 hanno formulato e studiato una formulazione a base di acqua composta da KCl/Mn3O4 e l'hanno confrontata con due delle formulazioni esistenti (vale a dire, KCl/BaSO4/CaCO3 e CHKO2/CaCO3). Hanno scoperto che la formulazione Micromax mostrava una migliore stabilità termica rispetto alle altre formulazioni con migliori proprietà reologiche e di filtrazione. Moroni et al.31 hanno utilizzato Mn3O4 come agente di ponderazione nell'emulsione invertita per il fluido di completamento. Hanno mostrato due casi sul campo nel Regno Unito in cui era necessario contrattare tra l’uso della salamoia per fornire un’elevata densità e l’uso del petrolio per stabilizzare la formazione di scisto. Nel primo caso, erano necessari 1,95 SG di fluido di completamento per eseguire una stringa di completamento. Hanno utilizzato Mn3O4 come materiale di ponderazione nell'emulsione invertita di olio minerale, concentrandosi in laboratorio sulle proprietà di cedimento nell'arco di 14 giorni e sulle caratteristiche della pellicola sugli strumenti di perforazione. I risultati in laboratorio sono stati eccellenti e hanno portato ad un’implementazione di successo sul campo. Il secondo caso riguardava un pozzo direzionale con problemi di stabilità del pozzo legati alla produzione di sabbia delimitata da formazioni di argilla/scisto. La soluzione proposta era quella di installare filtri per la sabbia, per ottenere che fosse richiesto un fluido non acquoso, privo di solidi. È stata utilizzata un'emulsione invertita ed è stato aggiunto Mn3O4 per raggiungere la densità richiesta (cioè 1,44 SG). Il fluido di completamento utilizzato ha aiutato positivamente il processo di installazione dei filtri antisabbia. Inoltre, Micromax può aiutare a ridurre al minimo il cedimento in altri fluidi di perforazione come la barite. Basfar et al.33 hanno risolto il problema del cedimento della barite nel fluido dell'emulsione invertita utilizzando una miscela di barite e Micromax. Hanno studiato due diverse percentuali di Micromax, tra cui il 15% in peso e il 30% in peso, e hanno scoperto che il 30% in peso è la percentuale ottimale che elimina il cedimento della barite. Inoltre, sono state migliorate le altre proprietà del fluido di perforazione, tra cui filtrazione, reologia e viscoelasticità. Inoltre, hanno studiato la stessa soluzione per il cedimento della barite nel fluido di perforazione a base acquosa34. I risultati hanno mostrato che il 25% in peso era in grado di eliminare il cedimento della barite e di migliorare le qualità complessive del fluido di perforazione.