Formulierung eines neuartigen Bohrschlamms unter Verwendung von Bio

Nov 26, 2023

Wissenschaftliche Berichte Band 13, Artikelnummer: 12080 (2023) Diesen Artikel zitieren

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Formationsschäden sind ein bekanntes Problem, das während der Explorations- und Produktionsphasen im vorgelagerten Sektor der Öl- und Gasindustrie auftritt. Ziel dieser Studie war die Entwicklung einer neuen Bohrschlammformulierung unter Verwendung umweltfreundlicher Biopolymere, insbesondere Carboxymethylcellulose (CMC), zusammen mit nanostrukturierten Materialien und einem gängigen Tensid, Natriumdodecylsulfat (SDS). Die rheologischen Eigenschaften der Bohrspülung und der Einfluss von Zusatzstoffen auf ihre Eigenschaften wurden im Mikromodellmaßstab mit einer Durchflussrate von 20 ml/h untersucht. Die Polymerkonzentration und die Nano-Ton-Konzentration wurden auf zwei Niveaus eingestellt: 0,5 Gew.-% bzw. 1 Gew.-%, während der Tensidgehalt auf drei Niveaus variiert wurde: 0,1 Gew.-%, 0,4 Gew.-% und 0,8 Gew.-%. Die Ergebnisse der Grenzflächenspannungsanalyse (IFT) zeigten eine signifikante Abnahme der Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser mit zunehmender SDS-Konzentration. Darüber hinaus wurde gemäß API-Standard das rheologische Verhalten der Bohrspülung, einschließlich der Gelfestigkeit und der thixotropen Eigenschaften des Spülschlamms, im Hinblick auf Temperaturänderungen bewertet, da dies für die Gewährleistung der inhärenten rheologischen Stabilität des Spülschlamms von entscheidender Bedeutung ist. Die rheologische Analyse ergab, dass die Viskosität der Schlammformulierung mit Nanopartikeln mit zunehmender Scherrate um das bis zu Zehnfache abnahm, während andere Formulierungen einen Rückgang um das Hundertfache aufwiesen. Bemerkenswerterweise verbesserten sich die rheologischen Eigenschaften der Agar-Probe bei 150 °F aufgrund ihrer vollständigen Löslichkeit in Wasser, während andere Formulierungen bei dieser Temperatur einen stärkeren Viskositätsabfall aufwiesen. Mit zunehmender Temperatur zeigten Bohrspülungen, die nanostrukturierte Materialien enthielten, eine höhere Viskosität.

Unter Formationsschaden versteht man die Verringerung der absoluten Permeabilität oder die Abnahme der relativen Permeabilität der Produktionsflüssigkeit. Durch den Einsatz geeigneter Bohrspülungen können diese Schäden minimiert werden. Verschiedene Arten von Bohrflüssigkeiten, darunter ölbasierter Bohrschlamm (OBDM), wasserbasierter Bohrschlamm (WBDM), gasbasierter Bohrschlamm (GBDM) und ihre jeweiligen Zusätze, werden in Kombination mit geeigneten Tonzusätzen1 verwendet.

Die Wahl der Grundbohrspülung hat großen Einfluss auf deren Verhalten beim Bohren. Aufgrund seiner Schmiereigenschaften2 gilt OBDM weithin als das überlegene System. Dieses System bietet Bohrlochstabilität, geringes Drehmoment und Widerstand, hervorragende Flüssigkeitsverlustkontrolle und Filterkuchenqualität, geeignete rheologische Eigenschaften für die Bohrlochreinigung und Temperaturstabilität3,4. Schieferformationen neigen dazu, anzuschwellen, wenn sie mit wasserbasierten Bohrflüssigkeiten (WBDF) infiltriert werden, was zu einer Instabilität der Bohrlochwand führt. Um Schwellungen zu verhindern, wird häufig OBDM bevorzugt, da es keine Wechselwirkung zwischen Öl und Schiefer gibt. Um jedoch Umweltbedenken auszuräumen, können auch Schlämme auf Wasserbasis (WBM) eingesetzt werden. Daher spielen Bohrflüssigkeiten eine entscheidende Rolle in der Öl- und Gasindustrie5,6.

Bohrflüssigkeiten erfüllen bei Bohrvorgängen zahlreiche Funktionen, darunter Bohrlochreinigung, Formationsdruckkontrolle, Bohrkleinsuspension, Abdichtung durchlässiger Formationen, Bohrlochstabilität, Reduzierung von Formationsschäden, Kühlung, Schmierung, Unterstützung des Bohrmeißels und der Bohrbaugruppe, hydraulische Energieübertragung auf Werkzeuge usw Bohrer, der eine angemessene Formationsbewertung, Korrosionshemmung, Reduzierung der Umweltbelastung und eine Vereinfachung der Zementierung und Fertigstellung von Bohrschlamm gewährleistet7,8,9. Diese Bohrflüssigkeitsfunktionen werden durch den Einsatz einer komplexen Chemie auf Basis von Additiven erreicht. Additive werden verwendet, um die Eigenschaften von Bohrflüssigkeiten wie Dichte, Rheologie, Flüssigkeitsverlust, Alkalität, Salzgehalt, Feststoffgehalt, Öl-Wasser-Verhältnis, Sandgehalt, elektrische Stabilität und andere relevante Eigenschaften zu verbessern. Die Dichte der Bohrspülung ist besonders wichtig, da übermäßige Erhöhungen zum Versagen der Formation führen können10,11. Rheologische Eigenschaften, einschließlich scheinbarer Viskosität (AP), plastischer Viskosität (PV) und Fließgrenze (YP), sind entscheidende Merkmale bei Bohrvorgängen12,13. Unter den verschiedenen rheologischen Eigenschaften wird die Gelstärke (GS) als die Fähigkeit des Schlamms definiert, Schlammpartikel in der Schwebe zu halten14,15. Die Festigkeitseigenschaft des Schlamms spielt beim Bohren von Horizontal- und Mehrzweigbrunnen eine Schlüsselrolle.

Der Verlust der gelatineartigen Eigenschaft kann dazu führen, dass sich in der Bohrflüssigkeit suspendierte Partikel absetzen, was zu einer Ansammlung um die Bohrkrone herum und zu einem Festsetzen im Bohrgestänge führt. In den letzten Jahren gab es Fortschritte bei Nanomaterialtechnologien und Forscher haben ihre Anwendung in der Erdölindustrie untersucht16,17,18,19. Das Untersuchungsergebnis zeigte, dass Nanopartikel als geeignete Additive zur Verbesserung der Bohrspülungseigenschaften eingesetzt werden können20,21,22. Die einzigartigen mechanischen, hydrodynamischen, thermischen, elektrischen und chemischen Eigenschaften sowie das Interaktionspotenzial von Nanopartikeln machen sie zu einer ausgezeichneten Wahl für Bohrflüssigkeitsanwendungen22,23,24.

Jung et al.25 beobachteten, dass die Zugabe von Fe2O3-Nanopartikeln mit einer Partikelgröße im Bereich von 3 bis 30 nm in WBDM bei einer Konzentration von 5 Gew.-% Nanopartikeln die Rheologie der Bohrflüssigkeit verbessert. Barry et al.26 verwendeten Fe2O3-Ton-Hybridnanopartikel mit Größen von 3 und 30 nm in WBM mit 5 Gew.-% Bentonit. Sie beobachteten, dass die Zugabe dieser Nanopartikel die rheologische Leistung der Bohrflüssigkeit verbessert. Wang et al.27 verwendeten Nanopartikel mit einer Größe von 10–20 nm in WBDF mit 4 Gew.-% Bentonit und kamen zu dem Schluss, dass ein optimaler Konzentrationsbereich zwischen 0,05 und 0,5 Gew.-% zu einer verbesserten Rheologie, Filtrationseigenschaften und thermischen Eigenschaften des Bohrlochs führt Flüssigkeit. Javeri et al.28 verwendeten SiO2-Nanopartikel mit einer Partikelgröße von 50 nm bei Konzentrationen von 5 Gew.-% in WBDF. Sie fanden heraus, dass diese Zusatzstoffe die Dicke des Schlammkuchens verringern. Cheraghian et al.29 untersuchten die Verwendung von Nano-Silica in 5 Gewichtsprozent WBDF und beobachteten dessen Auswirkung auf die Rheologie des Bohrschlamms. Agarwal et al.30 untersuchten die Verwendung von Nano-Ton und Nano-Siliziumdioxid in Hochdruck-Hochtemperatur-Bohrflüssigkeiten (HPHT) auf Invertemulsionsbasis und deren Einfluss auf die Rheologie des Bohrschlamms. Abdo und Haneef31 verwendeten Nanoton mit einer Partikelgröße zwischen 10 und 20 nm in WBDF mit Bentonit und entdeckten, dass die Zugabe von Nanoton die Viskosität unter hohen Temperatur- und Druckbedingungen steuert. Cheraghian29 kam außerdem zu dem Schluss, dass die Zugabe von Nano-Ton einen positiven Effekt auf die Rheologie und Filtrationseigenschaften von WBDF hat.

Sadeghalvaad und Sabbaghi32 synthetisierten erfolgreich ein Polymer-Nanokomposit (TiO2/PAM) zur Verwendung im WBDF-System. Ihre Ergebnisse zeigten, dass das Nanokomposit die rheologischen Eigenschaften sowie das Volumen des Flüssigkeitsverlusts und die Dicke des Schlammkuchens verbesserte. Aftab et al.33 synthetisierten und charakterisierten ein ZnO-Acrylamid-Komposit, das die chemischen und thermischen Eigenschaften von Bohrflüssigkeiten veränderte. Der Verbundstoff zeigte Veränderungen im Filtratverlust, der Gleitfähigkeit, der Fließgrenze und der Gelfestigkeit, was ihn zu einem geeigneten Additiv zur Modifizierung der Schieferquellung macht. Huang et al.34 untersuchten die Auswirkungen eines Nanokomposits aus SiO2/Acrylharz mit einer Kern-Schale-Struktur auf die rheologischen Eigenschaften und thermischen Eigenschaften von WBDM. Sie fanden heraus, dass Bohrflüssigkeiten mit Acryl/SiO2-Nanopartikeln die Verstopfungseffizienz erhöhten und das Eindringen von Flüssigkeiten verringerten.

In einer anderen Studie verwendeten Khani et al.35 eine neue Bohrflüssigkeit mit Ton-Nanopartikeln, um die Wärmeleitfähigkeit zu verbessern. Sie kamen zu dem Schluss, dass das Vorhandensein von Nanoton in der Bohrflüssigkeit die thermische Stabilität erhöht. William et al.36 untersuchten die Verwendung von CuO- und ZnO-Nanopartikeln in 0,4 Gew.-% XG in WBDF zur Verbesserung der thermischen Eigenschaften unter Hochdruck-/Hochtemperaturbedingungen (HP/HT). Wang et al.37 konzentrierten sich auf die mechanische Leistung von Bohrflüssigkeiten, die mit Silica-Nanopartikeln für den Einsatz bei der Exploration von Erdgashydraten entwickelt wurden. Sie beobachteten, dass die Verwendung von hydrophilen Silica-Nanopartikeln in Bohrflüssigkeiten im Vergleich zu Reinstwasser zu einer um 10 % geringeren Hydratbildung führte.

Perveeen et al.20 führten eine Studie über die Wirkung von Zinktitanat-Nanopartikeln auf die rheologischen und Filtrationseigenschaften von WBDF durch. Sie fanden heraus, dass die Verwendung von Nanopartikeln in WBM die rheologischen Eigenschaften verbesserte und die Zugabe von elektrogesponnenem ZnTiO in einer Konzentration von 0,3 % (Gew./Vol.) den Flüssigkeitsverlust um fast 30 % reduzierte. Kafashi et al.23 führten eine Studie zu den rheologischen Eigenschaften und der Möglichkeit von Nanoprodukten (Na, Ca)-Bentoniten durch, die erforderlichen Bohrschlammeigenschaften zu erfüllen. Den Ergebnissen der Fließeigenschaftentests der Mischung zufolge war die Mischung nicht geeignet, eine geeignete Bohrspülung zu sein. In einer anderen Studie untersuchten Kakashi et al.24 die Auswirkungen von Nanoton-Absorptionsmitteln und Additiven auf die Veränderung der rheologischen Eigenschaften von Bohrflüssigkeiten in porösen Medien mithilfe eines Glasmikromodells. Ihre Ergebnisse zeigten, dass 75 Gew.-% Nanotonsuspension und polyanionische Cellulose (PAC) die rheologischen Eigenschaften erfolgreich verbessern konnten. Später untersuchten Alkalbani et al.38 die Verwendung von SiO2-Nanopartikeln in WBM, um die rheologischen Eigenschaften von Bohrflüssigkeit in tiefen Lagerstätten zu verbessern. Ihre Ergebnisse zeigten, dass die Silica-Nanopartikel die rheologischen Eigenschaften verbesserten und zu einer um mehr als 50 % höheren Viskosität und Fließgrenze führten. Kürzlich untersuchten Mikhienkova et al.39 die Verwendung von SiO2-Nanopartikeln in OBM, um die rheologischen Eigenschaften von Bohrflüssigkeiten zu verbessern. Sie fanden heraus, dass die Zugabe von SiO2-Nanopartikeln zu einer Reduzierung der Filtrationsverluste in ölbasierten Bohrflüssigkeiten um 50–70 % führte. Darüber hinaus erhöhte der Einschluss dieser Nanopartikel die kolloidale Stabilität ölbasierter Bohrflüssigkeiten erheblich.

Die vorgestellte Arbeit schlägt einen neuartigen Ansatz zur Formulierung von Bohrflüssigkeit vor, indem eine Kombination aus Carboxymethylcellulose (CMC), umweltfreundlichem Agar-Polymer, Nanostrukturmaterial und typischen Tensiden verwendet wird. Anschließend werden die rheologischen Eigenschaften der Bohrspülung und der Einfluss von Additiven im Mikromodellmaßstab untersucht, um rheologische Stabilität zu erreichen. Die Innovation dieser Studie liegt in der Verwendung von biokompatiblem Agar-Polymer in Bohrschlamm und der Erforschung von Agar-Polymer-Verbindungen in Kombination mit Nano-Ton und CMC, um die Dicke des Schlammkuchens effektiv zu kontrollieren. In dieser Studie wird CMC verwendet, das als Basispolymer in allgemeinen Bohrschlammformulierungen dient. Darüber hinaus ermöglicht die Zugabe von Nanoton zur Bohrschlammformulierung und dessen Injektion in ein Glasmikromodell die präzise Messung und Angabe der genauen Menge des Schlammkuchens. Darüber hinaus ermöglicht die Einführung von Nanoton und biokompatiblem Agarpolymer in die Formulierung erstmals die Messung und Angabe der Blütenkuchenmenge in einem Glasmikromodell. Das rheologische Verhalten des Polymer-Nanokomposits und die Mengen der Schlüsselindikatoren werden untersucht und dargestellt. Einer der Vorteile des Einsatzes von Nanoton gegenüber anderen Nanopartikelstrukturen ist seine Kosteneffizienz, Leistung und verbesserte Kompatibilität mit Bentonit. Darüber hinaus bietet Agar, ein im Iran beheimatetes bioökologisches Polymer, einen erheblichen Mehrwert im Vergleich zu anderen Polymeren.

In dieser Arbeit handelte es sich ausschließlich um handelsübliche Materialien, die von einem petrochemischen Unternehmen bezogen wurden. Bentonit mit einer Partikelgröße von 200 Mesh und Montmorillonite Cloisite 30B mit einem Oberflächenabstand von 1–5 nm wurden von der National Iranian Oil Company gekauft. Die Eigenschaften des Öls und des Natriumdodecylsulfats (SDS) sind in den Tabellen 1 bzw. 2 aufgeführt.

Carboxymethylcellulose-Natriumsalz mit mittlerem Molekulargewicht wurde von PRS Panreac Química SAU (Barcelona) bezogen, und für Laboranwendungen geeigneter bakteriologischer dehydrierter Agar wurde von Quelab/UK bereitgestellt. Agar ist in kaltem Wasser unlöslich, weist jedoch erhebliche Quelleigenschaften auf. Es hat die Fähigkeit, bis zum 20-fachen seines Eigengewichts Wasser aufzunehmen. Agar ist bei 80 °C wasserlöslich und kann bei Konzentrationen unter 0,5 Gew.-% ein stabiles Gel bilden.

Aufgrund der begrenzten Anzahl von Experimenten wurden die experimentellen Verfahren mit der von der Minitab-Software vorgeschlagenen D-Optimal-Methode durchgeführt. Vier Faktoren wurden berücksichtigt: Durchflussrate, Polymerkonzentration, Tensidgehalt und Nano-Ton-Konzentration. Das Eindringen von Bohrspülung in das Mikromodell wurde sechsmal aufgezeichnet. Die Experimente wurden klassifiziert, um das Eindringen von Bohrflüssigkeit in das Mikromodell zu beurteilen. Die folgenden Parameter wurden untersucht: eine Durchflussrate von 20 ml/h für das Mikromodell, Polymer- und Nanotonkonzentrationen auf zwei Ebenen (0,5 % und 1 % nach Gewicht) und Tensidgehalt auf drei Ebenen (0,1 %, 0,4 % und). 0,8 Gew.-%).

Die Bohrflüssigkeit wurde gemäß API-Standards hergestellt. Das Verfahren umfasste das Abwiegen von 10,5 mg Bentonit und die Zugabe zu 350 ml Wasser. Die Mischung wurde mit einem WiseStir-Überkopfrührer bei 25 °C und einer Rührgeschwindigkeit von 250 U/min 2 Stunden lang gerührt. Der Mischvorgang erfolgte dann im Ultraschallbad, konkret unter Verwendung des Elma Ultraschall S80H aus den USA. Es wurde eine Grundfrequenz von 40 kHz verwendet und der Vorgang dreimal wiederholt, wobei jede Iteration 15 Minuten dauerte. Ziel dieses Ansatzes war es, die Stabilität der Federung zu verbessern. Nach Erreichen der Homogenität wurde der Mischvorgang gestoppt und die Temperatur kontrolliert. Die rheologischen Eigenschaften der Bohrflüssigkeit wurden mit einem MCR300-Rheometer bei Umgebungstemperatur bestimmt. Die Grenzflächenspannung (IFT) zwischen Öl-Wasser-Systemen, ausgedrückt als SDS-Gehalt in der wässrigen Lösung, wurde mithilfe der Pendant-Drop-Methode gemessen. Abschließend wurde die Bohrflüssigkeit in das Mikromodell injiziert und das Verhalten der zweiphasigen Flüssigkeit im porösen Medium mithilfe eines optischen Mikroskops beobachtet. Es ist wichtig zu beachten, dass alle Experimente zur Bohrspülungsformulierung nach dem gleichen Verfahren durchgeführt wurden.

Das rheologische Verhalten der Bohrspülung wurde mit einem MCR300-Rheometer der Firma Anton Paar, Graz, Österreich gemessen. Die Experimente folgten dem rheologischen Testverfahren für Bohrspülungen. Die erforderliche Zeit zum Erreichen eines stationären Zustands wurde bei Umgebungstemperatur untersucht. Anschließend wurde der Flüssigkeitsverlust mit einem Filterpressen-Niederdruck-Niedertemperatur-Instrument (LPLT) gemessen. Es wurde ein Druck von 100 psi angelegt und die Menge des innerhalb von 30 Minuten abgegebenen Filtrats gemessen. Die Wasser-Bentonit-Suspension (Basisschlamm) wurde in das Mikromodell injiziert und das Eindringen von Flüssigkeit in das poröse Medium wurde durch kontinuierliche Bildaufnahme gemessen. Die Dicke des Schlammkuchens wurde unter einem Mikroskop bei einer Durchflussrate von 1 ml/h nach 50-minütiger Injektion beurteilt. Für alle Bohrflüssigkeitsformulierungen wurde die gleiche experimentelle Methode angewendet. Es sollte erwähnt werden, dass alle Experimente dreimal durchgeführt wurden und die Durchschnittswerte angegeben wurden. Die Unsicherheit bei IFT, Partikelgröße und Viskosität betrug ± 3 %, 7 % bzw. 5 %.

Ein Glasmikromodell besteht aus einem Strömungsnetzwerk, das in die Oberfläche einer Glasplatte geätzt ist. Es gibt zwei Hauptkategorien von Mustern: geometrische Netzwerkmuster und steinähnliche Muster. In dieser Studie wurde mit Computersoftware, insbesondere Corel Draw, ein geometrisches Netzwerkmuster erstellt, das ein poröses Medium darstellt. Das Modell des porösen Mediums wurde mit realen Abmessungen, einschließlich der Größe der Porenhälse und Poren, mithilfe der Corel Draw-Software entworfen und auf die Glasoberfläche angewendet40.

Die Partikelgröße wurde mit einem SA-CP3-Partikelgrößenanalysator von Shimadzu, Kyoto, Japan, gemessen. Abbildung 1 veranschaulicht die Verringerung der Bentonitpartikelgröße von einem stabilen in einen instabilen Zustand. Als Hauptparameter wurden die Quelleigenschaften von Bentonit gemessen, die eine Viskositätsänderung anzeigen41. Die Zugabe von Materialien zur Formulierung richtet sich nach deren Quelleigenschaften, die zu Viskositätsänderungen führen. Die Partikelgrößenanalyse wurde sowohl mit der gleichzeitigen Schwerkraft- als auch mit der Zentrifugenmethode mit einer Zentrifugengeschwindigkeit von 500 U/min durchgeführt. Der durchschnittliche Durchmesser von Bentonitpartikeln in stabilen und instabilen Suspensionen betrug 8,34 µm bzw. 4,72 µm. Der Anstieg des durchschnittlichen Partikeldurchmessers von einem stabilen zu einem instabilen Zustand in der vorbereiteten Suspension zeigt das Quellverhalten von Bentonit.

Differenzielle Verringerung des Bentonit-Partikeldurchmessers im stabilen Zustand im Vergleich zum instabilen Zustand in Suspension unter Verwendung der Zentrifugenmethode.

Was Agar betrifft, so ist die vorbereitete Suspension bei Umgebungstemperatur unlöslich, quillt jedoch bei dieser Temperatur in Wasser um das Zwanzigfache. Die Maschenweite von Agar in der festen Phase beträgt 150 µm. Daher wurde 1 Gew.-% Agar zu 100 ml Wasser gegeben, um das Ausmaß seiner Quellung zu bestimmen. Es wurden zwei Szenarien untersucht, um die Zunahme des durchschnittlichen Durchmessers unter gemischten und ungemischten Bedingungen zu bewerten (Abb. 2). Der durchschnittliche Durchmesser der Agar-Partikel mit und ohne Mischvorgänge betrug 87,07 µm bzw. 69,60 µm (die Mischzeit von Agar in Wasser wurde auf 20 Minuten eingestellt). Während des Mischvorgangs stieg der Quellwert an, was sich direkt auf den Flüssigkeitsverlust des Bohrschlamms auswirkte.

Differenzielle Agar-Partikelgröße mit und ohne Mischvorgang in Wasser unter Verwendung der Schwerkraftmethode (1 Gew.-% Agar).

Die Grenzflächenspannung (IFT) zwischen dem Öl-Wasser-System wurde durch Berechnung mit der Pendant-Drop-Methode42 bestimmt. Abbildung 3 veranschaulicht die Variation des IFT mit zunehmender SDS-Konzentration. Die Tests wurden bei sieben verschiedenen Konzentrationen durchgeführt, die der kritischen Konzentration des SDS-Tensids entsprachen. Die Ergebnisse zeigen, dass der IFT-Wert bei Konzentrationen über 1 Gew.-% SDS konstant bleibt. Die IFT-Tests zeigen, dass bei Zugabe unterschiedlicher Mengen SDS die IFT zwischen Öl und Wasser deutlich abnimmt und einen Plateauwert von 9,55 mN/m erreicht.

Grenzflächenspannung (IFT) des Öl-Wasser-Systems.

Durch die Zugabe von Tensiden wird die Grenzflächenspannung erheblich verringert, wodurch die Bewegung von Öl und Wasser in porösen Medien erleichtert wird. Dies führt zu einer Erweiterung der eingedrungenen Zone, wie in Abb. 4 dargestellt. Es ist jedoch wichtig zu beachten, dass die Zugabe von Tensid auch zu einer Vergrößerung der eingedrungenen Zone führt, was zu Wasserblockaden in mineraltonhaltigen Formationen führt. Die Verringerung der Wasserblockierung, die durch die Abschwächung des Bohrflüssigkeitsangriffs und der Mineraltonquellung erreicht wird, ist kostengünstiger und vorteilhafter als die ausschließliche Verwendung von Tensidzusätzen. Daher ist die Einarbeitung von Tensiden in die Bohrspülung bei Formationen sinnvoll, die mineralischen Ton enthalten.

Einfluss von Tensiden auf die Öltröpfchengröße in porösen Medien.

Im Mikromodell aus Glas, in dem kein mineralischer Ton vorhanden ist, treten das Wasserblockierungsphänomen und die daraus resultierende Verringerung der absoluten Permeabilität, die typischerweise durch die Verwendung von Tensiden behoben werden, nicht auf. Daher könnte die Anwendung von Tensiden in diesem Zusammenhang nachteilige Auswirkungen haben und zu einer Vergrößerung der eingedrungenen Zone führen. Abbildung 4 zeigt die Wirkung von Tensiden auf den Ölpartikeldurchmesser im Mikromodell für CMC-Flüssigkeit.

Das rheologische Verhalten der Bohrflüssigkeit wurde mit einem Anton Paar MCR 300 Rheometer (Graz, Österreich) analysiert. Verschiedene rheologische Messungen, darunter die Bestimmung der Gelstärke, die Analyse der Fließkurve und die Beurteilung der Flüssigkeitsstabilität, wurden bei Umgebungstemperatur durchgeführt. Das Ziel dieser rheologischen Messungen bestand darin, die optimale Bohrschlammformulierung zu ermitteln, indem Faktoren wie die Gelstärke und die Änderung der thixotropen Eigenschaften des Bohrschlamms berücksichtigt wurden24,43.

Die Zeitstabilität der Bohrflüssigkeit wurde durch Auftragen der Viskosität gegen die Zeit bei verschiedenen Schergeschwindigkeiten im Bereich von 0,01 bis 100 s−1 bei Umgebungstemperatur beurteilt. Abbildung 5 zeigt die Zeitstabilität der Bohrflüssigkeit bei Umgebungstemperatur. Es ist zu beobachten, dass die Zugabe von Nanopartikeln zur Formulierung die Viskosität der Flüssigkeit mit der Zeit erhöht. Im Gegensatz dazu weist die Flüssigkeit, die Wasser und Bentonit enthält, bei Umgebungstemperatur einen abnehmenden Trend der Viskosität auf44.

Diagramm der Bohrflüssigkeitsviskosität über der Zeit bei Umgebungstemperatur.

Allerdings zeigt auch der Grundschlamm, dem die Polymerzusätze zur Verbesserung der Flüssigkeitseigenschaften fehlen, einen abnehmenden Trend in der Viskosität. Andererseits zeigen Bohrschlämme, die Carboxymethylcellulose oder Agar enthalten, mit zunehmender Zeit bei unterschiedlichen Schergeschwindigkeiten eine bessere Stabilität. Die Bohrflüssigkeit, die in verschiedenen Zeitintervallen die höchste Stabilität aufweist, besteht aus 1 Gew.-% Agar, 1 Gew.-% Carboxymethylcellulose und 1 Gew.-% Nano-Ton. Das Diagramm zeigt deutlich die erhöhte Stabilität der Bohrspülung A1C1 + Nano 1 % im Laufe der Zeit.

Abbildung 6 zeigt das Viskositätsverhalten der Bohrflüssigkeit bei zunehmender Schergeschwindigkeit. Es lässt sich beobachten, dass Flüssigkeiten, die Nanopartikel enthalten, die geringste Verringerung der Viskosität aufweisen, was auf eine hohe Stabilität bei zunehmender Scherrate hinweist. Andererseits weist die Basisflüssigkeit die geringste Stabilität auf. Die Anwesenheit von Agar allein verbessert die rheologischen Eigenschaften der Bohrflüssigkeit nicht wesentlich. Wenn Agar jedoch mit Carboxymethylcellulose kombiniert wird, tritt ein synergistischer Effekt auf, der zu verbesserten rheologischen Eigenschaften und einem angemessenen Verhalten bei 120 °F führt.

Variation der Viskosität in Bezug auf die Schergeschwindigkeit bei (a) 120 und (b) 150 °F.

Das Verhalten der Agar-haltigen Bohrflüssigkeit bei den niedrigsten und höchsten Schergeschwindigkeiten ähnelt dem der Grundflüssigkeit bei 120 °F. Während die Carboxymethylcellulose enthaltende Flüssigkeit bei der niedrigsten Schergeschwindigkeit die höchste Viskosität aufweist, ist ihr Viskositätsabfall größer als der der A1C1-Bohrflüssigkeit, wenn die Schergeschwindigkeit bei 120 °F zunimmt.

Allerdings trägt die Zugabe von Agar dazu bei, den Viskositätsabfall zu verringern. Bei der Bohrflüssigkeit A1C1 + Nano 1 Gew.-% ist der Viskositätsabfall im Vergleich zu anderen Flüssigkeiten mit zunehmender Schergeschwindigkeit am geringsten. Daher ist die Stabilität der Bohrflüssigkeit A1C1 + Nano 1 % Gew. hinsichtlich der Scherrate bei 120 °F höher als die aller anderen Flüssigkeiten. Bemerkenswert ist, dass bei anderen Formulierungen der Viskositätsabfall bei 150 °F stärker ausfällt als bei 120 °F. Der Viskositätsabfall in Formulierungen, die Nanopartikel enthalten, ist bei 150 °F sechs- bis achtmal höher als bei 120 °F. Bei niedrigen Schergeschwindigkeiten wirkt der Nanoton als Schmiermittel und erleichtert die Bewegung der Bentonitpartikel. Bei hohen Schergeschwindigkeiten bildet der Nano-Ton jedoch eine Struktur, die zu einem Viskositätsabfall führt.

Darüber hinaus wird erwähnt, dass die rheologischen Eigenschaften der Agar-Probe allein aufgrund ihrer vollständigen Wasserlöslichkeit bei 150 °F verbessert wurden. Bei anderen Formulierungen wird jedoch bei dieser Temperatur ein stärkerer Viskositätsabfall beobachtet. Das Vorhandensein von Nanopartikeln in der Formulierung führt zu einem deutlicheren Viskositätsabfall bei 150 °F im Vergleich zu 120 °F, etwa 6–8 Mal höher.

Bei niedrigen Schergeschwindigkeiten wirkt der Nanoton in der Bohrflüssigkeit als Schmiermittel und fördert die leichte Bewegung der Bentonitpartikel. Dieser Schmiereffekt trägt dazu bei, die Viskosität der Flüssigkeit bei niedrigeren Schergeschwindigkeiten aufrechtzuerhalten, was einen besseren Flüssigkeitsfluss und eine bessere Stabilität ermöglicht.

Mit zunehmender Schergeschwindigkeit beginnen die Nano-Tonpartikel jedoch, eine Struktur innerhalb der Flüssigkeit zu bilden. Diese Strukturbildung führt bei hohen Schergeschwindigkeiten zu einem Viskositätsabfall. Die Wechselwirkungen zwischen den Nanotonpartikeln und der umgebenden Flüssigkeitsmatrix führen zu einer Verringerung des Strömungswiderstands, wodurch die Viskosität der Flüssigkeit abnimmt.

Dieses Verhalten wird häufig bei strukturviskosen Flüssigkeiten beobachtet, bei denen die Viskosität mit zunehmender Schergeschwindigkeit abnimmt. Das Vorhandensein von Nanoton in der Bohrspülung kann das Fließverhalten und die rheologischen Eigenschaften verändern und je nach angewendeter Scherrate sowohl Schmier- als auch Strukturierungseffekte bewirken.

Das Vorhandensein von SDS-Tensid in der Bohrspülungsformulierung hat mehrere Auswirkungen auf die Viskosität. Erstens hat das Tensid einen anionischen Charakter, der die Wasserblockierung in Tonformationen reduzieren kann. Dies führt zu einem Anstieg der Viskosität der Bohrspülung, da die Tensidkonzentration erhöht wird. Das anionische Tensid interagiert mit den Tonpartikeln, fördert deren Quellung in Wasser und erhöht dadurch die Viskosität der Suspension. Darüber hinaus sind sowohl Agar als auch Carboxymethylcellulose ionische Verbindungen, und die Anwesenheit anionischer Tenside verstärkt die Wechselwirkung zwischen diesen Polymeren und dem Tensid, was zu Änderungen der Viskosität führt. Abbildung 7 liefert Informationen über die Auswirkung der Tensidkonzentration auf die Viskositätsänderung von Agar und Carboxymethylcellulose bei einer Temperatur von 120 °F.

Einfluss des Tensids auf die Viskosität bei 120 °F: (a) Bohrflüssigkeit mit Agar, (b) Bohrflüssigkeit mit CMC.

Es ist erwähnenswert, dass die mit niedrigen Tensidkonzentrationen verbundenen Viskositätsänderungen relativ gering sind. Die Thixotropiemessungen wurden auch durchgeführt, um die Wiederherstellung der Flüssigkeitsstruktur nach Anwendung hoher Scherung zu untersuchen. Unter Thixotropie versteht man das Phänomen, dass die Viskosität einer Flüssigkeit unter Scherbeanspruchung abnimmt, sich jedoch im Laufe der Zeit erholt, wenn die Scherbeanspruchung entfernt wird. Diese Messungen liefern Einblicke in das Strukturverhalten und die Stabilität der Bohrspülung unter verschiedenen Scherbedingungen.

Der Thixotropietest wird durchgeführt, um die Zeit zu bestimmen, die die Bohrflüssigkeit benötigt, um ihre ursprüngliche Viskosität wiederzuerlangen, nachdem sie einer Scherrate von 1022 s−1 ausgesetzt wurde (Abb. 8)38,45,46,47. Die Zugabe von Agar zur Flüssigkeit führt während der dritten Stufe des Thixotropietests zu einer negativen Steigung im Viskositäts-Zeit-Verhältnis. Dies weist darauf hin, dass Agar einen größeren Viskositätsabfall aufweist, nachdem die Schergeschwindigkeit von 1022 s−1 überschritten wurde, was möglicherweise auf den Zusammenbruch zuvor gebildeter intermolekularer Strukturen zurückzuführen ist.

Thixotropes Verhalten der Bohrflüssigkeit: (a) bei 120 °F, (b) bei 150 °F.

Ein Vorteil von Agar im Vergleich zu CMC besteht darin, dass Agar zu Beginn der dritten Stufe der angewendeten Scherrate einen Viskositätswert aufweist, der zehnmal höher ist als der von CMC. Diese höhere Viskosität verhindert, dass Agar sofort in das poröse Medium eindringt, sodass Agar und andere Additive das poröse Medium überbrücken können.

Die Viskositätsreduzierung nach einer Rotation von 600 U/min führt zu thixotropen Eigenschaften in der Bohrflüssigkeit23,24,48. Dieses Verhalten wird bei der CMC-haltigen Flüssigkeit beobachtet, was auf antithixotrope Eigenschaften hinweist. Das antithixotrope Verhalten führt zu einer Erhöhung der Viskosität und einer Verringerung der Permeabilitätswerte der porösen Medien. Andererseits hat die gleichzeitige Erhöhung der Viskosität von Agar einen hemmenden Effekt auf die Permeabilität. CMC verlangsamt durch seinen allmählichen Viskositätsanstieg die Durchlässigkeit. Die Kombination von Agar und CMC führt zu rheopektischem Verhalten.

Darüber hinaus ist der Viskositätsabfall bei einer Rotationsgeschwindigkeit von 600 U/min in Gegenwart von Nanopartikeln im Vergleich zu anderen Formulierungen geringer. Dies legt nahe, dass das Vorhandensein von Nanopartikeln zur Stabilität des thixotropen Verhaltens der Bohrflüssigkeit beiträgt.

Bei einer Temperatur von 150 °F zeigt das thixotrope Verhalten der Bohrflüssigkeit, dass das Agar-Polymer bei steigender Temperatur stabil bleibt. Umgekehrt weist der Grundschlamm bei 150 °F eine hohe Instabilität auf. Die Auflösung des Agar-Polymers bei einer Scherspannung von 1022 s verbessert die Eigenschaften von Flüssigkeiten, die Agar enthalten, bei 150 °F erheblich, wie in Abb. 8 gezeigt.

In Abb. 9 ist die Gelstärke der Bohrspülung dargestellt. Bei einer Temperatur von 150 °F führt die Auflösung von Agar in Wasser zu einem deutlichen Anstieg der Viskosität, der im Vergleich zu 120 °F etwa zehn Größenordnungen höher ist. Der Grundschlamm (Bentonitflüssigkeit) zeigt bei dieser erhöhten Temperatur ein instabiles Verhalten. Im Gegensatz zu dem bei 120 °F beobachteten Verhalten wird der Viskositätsabfall um das Zehnfache verstärkt und die Gelstärke von CMC wird durch die Anwesenheit von Agar in der A1C1-Formulierung kompensiert.

Gelfestigkeit der Bohrflüssigkeit (a) bei 120 °F, (b) bei 150 °F.

Darüber hinaus trägt eine Erhöhung der Konzentration an Nanofüllstoffen zu einer Verbesserung der Gelfestigkeit der Bohrspülung bei. Dies weist darauf hin, dass die Zugabe von Nanofüllstoffen die Fähigkeit der Flüssigkeit zur Bildung einer stabilen Gelstruktur erhöht, was möglicherweise zu einer verbesserten Leistung bei Bohrarbeiten führt.

Die Dicke des Schlammkuchens wurde durch kontinuierliche Aufnahme von Mikroskopbildern entlang des Bohrlochs nach 50-minütiger Injektion der vorgeschlagenen Schlammformulierung in das Mikromodell berechnet. Die Abb. 10 veranschaulicht den Bohrflüssigkeitsinjektionsprozess und den daraus resultierenden Schlammkuchen, der sich im Bohrloch des Mikromodells bildet.

Bentoniteinjektion und Eindringen von Schlammfiltrat in das Mikromodell.

Die normalisierten Ergebnisse der Schlammkuchendicke und des Schlammkuchenvolumens an der Mikromodellwand sind in Abb. 11 dargestellt. Es ist offensichtlich, dass die Formulierung mit CMC-Polymer keinen Schlammkuchen an der Wand erzeugt, was zu einer vollständigen Flüssigkeitseindringung in das poröse Medium führt und signifikant ist Formationsschäden. Unser Ziel war es, eine optimale Schlammkuchendicke bei minimaler Penetration zu erreichen. Unter den verschiedenen Formulierungen zeigte A1C1 + nano1 Gew.-% die geringste Penetration. Abbildung 12 zeigt auch, dass mit zunehmender Durchflussrate sowohl das Volumen als auch die Dicke des Schlammkuchens abnehmen, was darauf hindeutet, dass höhere Durchflussraten die Integrität des Schlammkuchens beeinträchtigen.

Normalisiertes Schlammkuchenvolumen im Verhältnis zur Dicke.

Am Hauptkanal bildete sich ein Schlammkuchen mit einer realen Größe von 2 × 3 mm2.

Die Filtration erfolgt sowohl unter dynamischen als auch unter statischen Bedingungen während des Bohrvorgangs. Dynamische Filterung findet statt, wenn die Bohrspülung zirkuliert, während statische Filterung in Zeiten der Inaktivität erfolgt, etwa beim Herstellen von Verbindungen oder bei Fahrten, wenn die Flüssigkeit nicht zirkuliert49. In diesem Abschnitt konzentrieren wir uns auf die Untersuchung der dynamischen Filtration unter Atmosphärendruck und Umgebungstemperatur. Abbildung 12 zeigt, dass die Bildung eines Schlammkuchens dazu beiträgt, den Flüssigkeitsverlust in nicht für Reservoire durchlässigen Formationen zu reduzieren und das Eindringen von Schlamm in Reservoirformationen zu verhindern.

Die Homogenität des gebildeten Schlammkuchens ist entscheidend, da sie die Stabilität des Bohrlochs erhöht und als Verstärkung für schwache Formationen dient. Die Größe des Überbrückungsmittels sollte etwa halb so groß sein wie der größte Porenhals. Agar-Polymer eignet sich in dieser Hinsicht gut als Überbrückungsmittel. Es ermöglicht die Bildung eines Filterkuchens bei einer Temperatur, die unter seiner Auflösungstemperatur liegt. Das Quellen des Polymers bei 120 °F trägt zur Bildung des Filterkuchens bei, der die Penetrationskanäle wirksam blockiert und verhindert, dass Bohrschlamm in das Mikromodell eindringt. Es ist wichtig zu beachten, dass der Bohrschlamm-Penetrationstest aufgrund von Laborbeschränkungen nur bei einer Temperatur von 120 °F durchgeführt wurde.

Andererseits dient die CMC-haltige Flüssigkeit aufgrund ihrer rheologischen Eigenschaften nicht als wirksames Brückenmittel und kann den Eintritt des porösen Mediums nicht blockieren.

Zukünftige Studien könnten sich mit den Auswirkungen unterschiedlicher Temperaturbedingungen auf die beobachteten Phänomene befassen. Die Durchführung von Experimenten bei unterschiedlichen Temperaturen kann dabei helfen, temperaturabhängige Trends zu erkennen, wie z. B. Änderungen im Strömungsverhalten von Flüssigkeiten, chemische Reaktionen oder Grenzflächenphänomene. Durch die Untersuchung verschiedener Temperaturbereiche kann ein umfassenderes Verständnis der Systemreaktion und möglicher temperaturbedingter Einschränkungen gewonnen werden.

Darüber hinaus kann die Erforschung alternativer Muster von Mikromodellen zusätzliche Erkenntnisse liefern. Verschiedene Mikromodellmuster, wie beispielsweise heterogene Porenstrukturen oder komplexe Netzwerkgeometrien, können spezifische Reservoirbedingungen oder Strömungsszenarien besser nachahmen. Dies kann Forschern helfen, den Einfluss der Heterogenität der Porenskala auf Flüssigkeitsströmungsmuster, Dispersion und andere relevante Prozesse zu bewerten.

Darüber hinaus stellt die Nutzung dreidimensionaler Mikromodelle einen vielversprechenden Weg für zukünftige Forschungen dar. Herkömmliche zweidimensionale Mikromodelle liefern wertvolle Einblicke in das Verhalten von Flüssigkeiten, vereinfachen jedoch möglicherweise die komplexe Natur poröser Medien zu stark. Durch den Einsatz dreidimensionaler Mikromodelle können realistischere Geometrien und Konnektivität im Porenmaßstab erfasst werden, was eine genauere Darstellung von Strömungsprozessen ermöglicht. Dieser Fortschritt kann dazu beitragen, die Einschränkungen zweidimensionaler Modelle zu überwinden und ein besseres Verständnis der Strömungsdynamik, des Mehrphasenverhaltens und der Transportphänomene zu ermöglichen.

Durch die Ausweitung der Untersuchungen auf diese Aspekte können zukünftige Studien einen wesentlichen Beitrag zum Bereich der mikromodellbasierten Forschung leisten, unser Verständnis des Flüssigkeitsflusses in porösen Medien verbessern und die Entwicklung effizienterer und genauerer Verfahren zur Lagerstättentechnik unterstützen.

In dieser Studie wurden die rheologischen Eigenschaften der Bohrspülung und der Einfluss von Zusatzstoffen anhand eines Mikromodellmaßstabs mit einer Durchflussrate von 20 ml/h untersucht. Die Konzentration von Polymer und Nanoton wurde auf zwei Ebenen (0,5 Gew.-% und 1 Gew.-%) untersucht, und der Tensidgehalt wurde auf drei Ebenen (0,1 Gew.-%, 0,4 Gew.-% und 0,8 Gew.-%) untersucht. Zusätzlich wurde die Grenzflächenspannung (IFT) zwischen Öl-Wasser-Systemen mithilfe der Pendant-Drop-Methode gemessen, wobei der Schwerpunkt auf dem SDS-Gehalt in der wässrigen Lösung lag. Aus dieser Studie konnte folgende Schlussfolgerung gezogen werden.

Die Ergebnisse der IFT-Analyse zeigten eine signifikante Abnahme der Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser mit zunehmender SDS-Konzentration. Die rheologischen Ergebnisse zeigten, dass Flüssigkeiten, die Nanopartikel enthielten, mit zunehmender Schergeschwindigkeit die höchste Stabilität aufwiesen. Die vollständige Auflösung von Agar in Wasser führte zu verbesserten rheologischen Eigenschaften bei 150 °F. Die bei 150 °F beobachteten Viskositätsabfälle waren etwa fünf- bis zehnmal höher als die bei 120 °F. Mit zunehmender Konzentration des anionischen Tensids nahm die Viskosität leicht zu. Das Verhalten von Agar, das durch einen sofortigen Anstieg der Viskosität gekennzeichnet ist, schränkte die Permeation in poröse Medien ein, während CMC den Permeationsprozess nur verlangsamte. Die Gesamtviskosität der A1C1-Endformulierung nahm im Laufe der Zeit zu, da die steigende Viskosität von CMC den durch die Anwesenheit von Agar verursachten Verdünnungseffekt dominierte. Darüber hinaus zeigte die Bohrspülung mit Nano-Ton im Vergleich zu anderen Formulierungen einen geringeren Viskositätsabfall. Obwohl die Viskosität der Bohrflüssigkeit, die Agar enthielt, bei 150 °F stabil blieb, zeigte die Viskosität des Basisschlamms ein instabiles Verhalten. Darüber hinaus beeinflusste die Stabilität der Polymerviskosität die Stabilität der A1C1-Verbindung bei einer Schergeschwindigkeit von 1022 s−1 erheblich.

In Mikromodellexperimenten verursachte zunächst die Grundbohrspülung den größten Formationsschaden, gefolgt vom Eindringen von Filtrat in das poröse Medium. In hochpermeablen Formationen könnte eine große Menge Schlamm in die Formation gelangen, wo Agar-Überbrückungsmittel eingesetzt werden könnte, um Flüssigkeitsverlust zu verhindern. Im Gegensatz dazu war CMC nicht in der Lage, im Bohrloch einen Filterkuchen zu bilden, was zu einer größeren Eindringungszone führte. Daher könnten bessere Ergebnisse durch eine Reduzierung des CMC-Gehalts erzielt werden. Es wurde beobachtet, dass CMC in der A1C1-Formulierung die Dicke des Filterkuchens verringerte. Schließlich zeigte der in der Formulierung A1C1 + nano1 Gew.-% gebildete Schlammkuchen eine minimale Penetration und zeigte ein großes Potenzial für die wirksame Abdichtung hochpermeabler Bereiche mit einem dünnen und glatten Filterkuchen.

Alle Daten sind auf begründete Anfrage beim entsprechenden Autor erhältlich.

Amerikanisches Erdölinstitut

Grenzflächenspannung

Carboxymethylcellulose (CMC)

Agar

Natriumdodecylsulfat (SDS)

0,04 Gew.-% SDS

0,5 Gew.-% CMC

Scherbeanspruchung

Fließspannung

Schergeschwindigkeit

Konsistenzindex

Potenzgesetzkoeffizient

Viskosität bei unendlicher Scherrate

Viskosität bei Nullschergeschwindigkeit

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Korrespondenz mit Abdolhossein Hemmati-Sarapardeh.

Die Autoren geben an, dass keine Interessenkonflikte bestehen.

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Nachdrucke und Genehmigungen

Taghdimi, R., Kaffashi, B., Rasaei, MR et al. Formulierung eines neuartigen Bohrschlamms unter Verwendung von Biopolymeren, Nanopartikeln und SDS und Untersuchung seines rheologischen Verhaltens, seiner Grenzflächenspannung und seiner Formationsschäden. Sci Rep 13, 12080 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-39257-5

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Eingegangen: 11. Februar 2023

Angenommen: 22. Juli 2023

Veröffentlicht: 26. Juli 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-39257-5

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