Resumen

La tecnología inteligente de control de la producción de yacimientos no convencionales es una tecnología integral que incluye la geología, la simulación de yacimientos y la perforación y terminación eficientes. La perforación y terminación eficientes proporcionan un canal de flujo para la explotación de petróleo y gas no convencional y un pozo con buena integridad para la transformación del yacimiento, lo que constituye un importante eslabón en el desarrollo eficiente del petróleo y el gas no convencional. La aplicación del método estándar de la industria para evaluar el rendimiento del fluido de perforación a base de petróleo tiene el problema de la escasa correlación. No puede reflejar la diferencia de rendimiento entre los sistemas de fluidos de perforación a base de petróleo, lo que carece de importancia para la construcción de yacimientos. Sobre la base de la expansión de la pizarra, el experimento de dispersión por rodadura y la prueba de pérdida de filtración de la membrana microporosa, se investigó el mecanismo fisicoquímico de la inestabilidad de la pared del pozo en la formación de pizarra. Se proponen los métodos de evaluación de la lubricación de la pizarra, la prueba de antiacreditación, la durabilidad del apagado, la prueba de dureza de la pizarra, etc., y se optimiza la fórmula del fluido de perforación a base de aceite. El método de experimentación de lubricación y antiagregación puede caracterizar de forma eficaz e intuitiva el efecto de limpieza y lubricación del fluido de perforación en las herramientas de perforación. El método de evaluación de la durabilidad de la rotura simula la colisión entre los recortes de perforación y la sarta de perforación y la pared del pozo. El experimento de dureza de la perforación se realiza a través de la prueba de los recortes y el cambio de dureza después de la acción del fluido de perforación refleja su efecto inhibidor. Los nuevos métodos se utilizaron para evaluar el fluido de perforación a base de petróleo utilizado en 4 pozos del bloque Changning. Se comprobó que el fluido de perforación del pozo CN209H2 se adhería a la columna de acero con al menos 0,41 g de recortes; la tasa de recuperación de la resistencia del fluido de perforación de CN209H1 era de hasta el 87,70%, y se seleccionó el agente taponador del fluido de perforación a base de aceite YX1200 mediante el experimento de la membrana microporosa. En el proceso de perforación del pozo CN209H5, la nueva formulación de fluido de perforación a base de aceite mejoró el rendimiento de lubricación en un 44%, acompañado de una tasa de recuperación del 95,48% y menos de 10 mL de pérdida de fluido HTHP al mismo tiempo. Los resultados de la investigación muestran que el sistema de fluido de perforación a base de aceite optimizado según el nuevo método puede inhibir significativamente la hidratación y la dispersión de la pizarra y puede resolver eficazmente el problema del rendimiento inestable de los fluidos de perforación tradicionales a base de aceite en el bloque Changning.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:fluido de perforación basado, nuevos métodos, perforación eficiente, tasa de recuperación, petróleo no convencional, yacimiento inteligente no convencional, experimento de membrana microporosa, aplicación de la industria, prueba de pérdida de filtración, fluido de cn209h2
• Keywords:based drilling fluid, new methods, efficient drilling, recovery rate, unconventional oil, intelligent unconventional reservoir, microporous membrane experiment, application of industry, filtration loss test, fluid of cn209h2