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Esta mezcla multifuncional optimiza la reología de fluidos de perforación, mejora la estabilidad del pozo y reduce los costos operativos en las operaciones en tierra y en alta mar.
Rendimiento de condición extrema :
Estabilidad térmica: Mantiene la pérdida de líquido API ≤15 ml (300 ° F/500PSI, API RP 13B-1) hasta 200 ° C, con retención de viscosidad> 90% después del envejecimiento de 24 horas a 180 ° C (Viscoscos de Brookfield, 600 rpm)
Tolerancia a la sal: efectiva en salmueras saturadas (NaCl de 200,000ppm), evitando la hinchazón de arcilla (índice de hinchazón de esquisto reducido del 40% al 15%, API RP 90) y manteniendo el control de la densidad de fluidos (1.0-2.5SG)
Resistencia a la presión: estable a 10,000psi (69MPa), probado en pozos HTHP (15,000 pies de profundidad, 150 ° C) sin degradación reológica significativa durante 30 días de circulación continua
Protección del pozo :
Reduce el par y la resistencia en un 25% en pozos altamente desviados (inclinación de 80 °), medido por herramientas MWD/LWD de fondo de pozo, lo que permite tasas de perforación más rápidas en secciones laterales
Forma un pastel de filtro denso y de baja permeabilidad (espesor de 5-10 μm, permeabilidad ≤0.1md), minimizando la pérdida de líquidos con formaciones permeables y evitando la adhesión diferencial (incidencia reducida del 12% al 3% en las reproducciones de esquisto)
Mejora la eficiencia del transporte de esquejes: aumenta la velocidad anular en un 20% (calculada a través de la ecuación de Hager) a velocidades de bomba equivalentes, reduciendo la altura del lecho de esquejes en un 30%
Responsabilidad ambiental :
60% de componentes biodegradables (PAC y lubricantes basados en vegetales), con Criterios de biodegradabilidad de la Comisión OSPAR de PAC (70% de degradación en 28 días, OCDE 301B)
Baja toxicidad: EC₅₀> 100mg/L para Daphnia magna (OCDE 202), que cumple con las pautas de la EPA OilP (Prevención de la contaminación de la industria del petróleo y el gas) e IMO MEPC.269 (68) para descargas en alta mar
Reduce los desechos de líquido de perforación en un 20% a través del control de sólidos mejorados y la frecuencia de recarga química reducida
Sistemas de fluido de perforación :
Mudos a base de agua (WBM): 1-3% en dosis de peso en formaciones de piedra arenisca y piedra caliza, controlando la pérdida de líquido a <10 ml (API) y manteniendo el punto de rendimiento 8-12 lb/100ft² para la suspensión de los recortes eficientes
Mudos a base de aceite (OBM): dosis del 2-4% en pozos HTHP (3000-10,000 m de profundidad), mejora de la lubricidad (coeficiente de fricción <0.15) y el desgaste de la tubería reductora (pérdida de espesor de la pared de la tubería reducida en un 40% en formaciones abrasivas)
Carcasa y cemento :
Tratamiento previo al flujo: la concentración del 5% elimina los esquejes de perforación y el pastel de lodo, mejorando la resistencia al enlace de cemento en un 20% (ASTM C1077, resistencia al corte de enlace de 150 PSI a 180PSI)
Aditivo de suspensión de cemento: el 1% de la dosis controla la pérdida de líquido durante la colocación del cemento, evitando la canalización y la mejora del aislamiento zonal en formaciones fracturadas
Workover y finalización :
Sistemas de salmuera transparente: dosis de 2-3% en salmueras de cloruro de potasio (KCL) para pozos horizontales, reduciendo el daño de la formación (recuperación de permeabilidad> 90% después del retroceso) durante las operaciones de empaque de grava
Fluid de perforación para pozos de metano de carbón (CBM): la formulación de bajos sólidos (≤0.5% sólidos suspendidos totales) minimiza el tapón de paquetes de apuntalamiento, mejorando la producción de gas en un 15%
P: ¿Cuál es el pH óptimo para usar estos auxiliares?
A: Mejor rendimiento a pH 8.5-10.5. Ajuste el pH usando hidróxido de sodio (para pH bajo) o bicarbonato de sodio (para pH alto), asegurando la compatibilidad con la química de la base de fluidos de perforación.
P: ¿Se pueden usar en la perforación de aguas profundas en alta mar?
R: Sí, demostrado efectivo en profundidades de agua> 5000m, con formulaciones probadas para su estabilidad a la presión de 500 bares y 150 ° C, que cumplen con los estándares NORSOK D-010 y API RP 5A3 para operaciones de aguas profundas.
P: ¿Cómo deshacerse de los fluidos de perforación usados que contienen estos aditivos?
R: Los fluidos usados pueden tratarse mediante desorción térmica (300-500 ° C) para recuperar el aceite base y reducir la toxicidad de los sólidos, o biorremediación (1-3 meses de tiempo de residencia en biopiles), siguiendo las regulaciones ambientales locales (p. Ej.
