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Jan 07, 2024

Il ruolo della pressione di sbilanciamento sul fango ha indotto l'alterazione del sistema dei pori della roccia arenaria

Scientific Reports volume 12, Numero articolo: 8367 (2022) Cita questo articolo 1319 Accessi 1 Citazioni Dettagli metriche La pressione di sbilanciamento è un parametro molto critico nelle operazioni di perforazione. Ha un

Rapporti scientifici volume 12, numero articolo: 8367 (2022) Citare questo articolo

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La pressione di sbilanciamento è un parametro molto critico nelle operazioni di perforazione. Ha un grande impatto sul danno alla formazione, a seconda di altri parametri del fondo pozzo come la temperatura, il tempo, il tipo e la composizione del fango e il contenuto mineralogico delle rocce. L'obiettivo di questo studio è determinare il grado di impatto della pressione di sbilanciamento sull'interazione fango-roccia e gli effetti risultanti sul sistema dei pori della roccia. Questa ricerca presenta uno studio sperimentale per l'interazione di un'arenaria Berea Buff e una barite a base di acqua sotto diverse pressioni di sbilanciamento (300, 700 e 1000 psi) alla stessa temperatura e tempo di interazione. Gli esperimenti prevedevano l'uso del microscopio elettronico a scansione e misurazioni del rilassamento tramite risonanza magnetica nucleare per monitorare i cambiamenti nel sistema dei pori dei campioni di roccia. È stata utilizzata una cella di filtrazione modificata per accogliere i campioni di roccia e il fango a diverse pressioni di sbilanciamento. I risultati ottenuti hanno mostrato che le proprietà di filtrazione, le caratteristiche del flusso delle rocce (permeabilità delle rocce, raggio della gola dei pori e tipo di scala del sistema dei pori) sono tutte influenzate dall'aumento della pressione di sbilanciamento. Le proprietà di filtrazione sono aumentate in termini di spessore del pannello di fango e di volume del filtrato rispettivamente del 111% e del 36% quando la pressione di sbilanciamento è stata aumentata da 300 a 1000 psi. La porosità totale della roccia ha mostrato una diminuzione dal 21,6% (interazione pre-fango) al 17,6, 15,2 e 14,2% rispettivamente sotto 300, 700 e 1000 psi. La permeabilità della roccia è diminuita del 75% sotto una pressione di sbilanciamento di 1000 psi, mentre il raggio della gola dei pori è diminuito del 45%. Tuttavia, il tipo di poro della roccia rimane sulla stessa scala (Macro) dopo l'interazione con il fango. L'analisi statistica ha mostrato che la porosità e la permeabilità della roccia diminuiscono con l'aumento della pressione di sbilanciamento attraverso una relazione polinomiale con un coefficiente di determinazione elevato di 0,99. L'analisi del sistema dei pori interni mediante il microscopio elettronico a scansione ha mostrato che il danno alla formazione è principalmente attribuito alle precipitazioni di solidi del fango quando aumenta la pressione di sbilanciamento.

L'operazione di perforazione è una fase molto critica e costosa nello sviluppo del campo per la produzione di petrolio. La progettazione del fluido di perforazione e i programmi delle operazioni di perforazione richiedono uno studio approfondito dell’interazione fango-roccia al fine di ottenere prestazioni di perforazione sicure ed efficienti. L'interazione fango-roccia influisce notevolmente sulla stabilità del pozzo. Di conseguenza, potrebbero verificarsi molti problemi di perforazione a causa della progettazione non appropriata del fango, con conseguenti perdite economiche in termini di costi delle attrezzature per il fondo pozzo, tempi non produttivi per l'operazione di perforazione e operazioni di riparazione di tali problemi1,2 .

Il fluido di perforazione rappresenta il cuore dell'operazione di perforazione in quanto fornisce molte funzioni per l'operazione di perforazione come sbilanciare la pressione di formazione per mantenere il pozzo sotto controllo, lavare i detriti perforati in superficie in modo da mantenere il pozzo pulito, lubrificare e raffreddare la batteria di perforazione durante l'operazione di perforazione e migliorare la stabilità del pozzo formando un pannello filtrante sulla parete delle formazioni perforate3,4,5. La composizione dei fluidi di perforazione è progettata attentamente per fornire proprietà reologiche efficienti per ottenere le funzioni richieste durante l'operazione di perforazione e, allo stesso tempo, proteggere la formazione perforata da danni. Pertanto, sono stati condotti numerosi studi di ricerca per fornire nuovi materiali come additivi per il fango in grado di soddisfare tale scopo4,6. Il danno alla formazione è un problema critico nell’industria petrolifera e sono stati condotti molti studi per fornire analisi approfondite e soluzioni tecniche al problema7.

Le formazioni perforate sono esposte al sistema del fango di perforazione durante l'operazione di perforazione del pozzo che può causare gravi alterazioni alle caratteristiche della roccia in termini di porosità, permeabilità, proprietà del flusso del fluido, topografia interna della roccia, sistema dei pori, proprietà elastiche e resistenza della roccia8,9 ,10. Il lavoro sperimentale ha dimostrato che tutte queste alterazioni sono attribuite alla composizione mineralogica della roccia e all'attività chimica del fango, in particolare dal fluido filtrato che invade la roccia perforata durante l'operazione di perforazione del pozzo11,12,13.