Noticias

Jul 21, 2023

Formulación de un novedoso lodo de perforación utilizando bio

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 12080 (2023) Citar este artículo 253 Accesos Detalles de métricas El daño a las formaciones es un problema bien conocido que ocurre durante la exploración y producción.

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 12080 (2023) Citar este artículo

253 Accesos

Detalles de métricas

El daño a la formación es un problema bien conocido que ocurre durante las fases de exploración y producción del sector upstream de la industria del petróleo y el gas. Este estudio tuvo como objetivo desarrollar una nueva formulación de lodo de perforación mediante la utilización de biopolímeros ecológicos, específicamente carboximetilcelulosa (CMC), junto con materiales nanoestructurados y un tensioactivo común, dodecilsulfato de sodio (SDS). Las propiedades reológicas del fluido de perforación y el impacto de los aditivos en sus propiedades se investigaron a escala de micromodelo, utilizando un caudal de 20 ml/h. La concentración de polímero y la concentración de nanoarcilla se establecieron en dos niveles: 0,5% en peso y 1% en peso, respectivamente, mientras que el contenido de tensioactivo se varió en tres niveles: 0,1% en peso, 0,4% en peso y 0,8% en peso. Los resultados del análisis de tensión interfacial (IFT) demostraron una disminución significativa en la tensión interfacial entre el petróleo y el agua con la creciente concentración de SDS. Además, siguiendo el estándar API, se evaluó el comportamiento reológico del fluido de perforación, incluida la resistencia del gel y las propiedades tixotrópicas del lodo, con respecto a los cambios de temperatura, ya que esto es crucial para garantizar la estabilidad reológica inherente del lodo. El análisis reológico indicó que la viscosidad de la formulación de lodo con nanopartículas experimentó una reducción de hasta 10 veces al aumentar la velocidad de corte, mientras que otras formulaciones exhibieron una disminución de 100 veces. En particular, las propiedades reológicas de la muestra de agar mejoraron a 150 °F debido a su completa solubilidad en agua, mientras que otras formulaciones exhibieron una mayor caída en la viscosidad a esta temperatura. A medida que aumentaba la temperatura, el fluido de perforación que contenía materiales nanoestructurados exhibía una mayor viscosidad.

El daño a la formación se refiere a la reducción de la permeabilidad absoluta o la disminución de la permeabilidad relativa del fluido de producción. Este daño se puede minimizar utilizando fluidos de perforación adecuados. Se utilizan diferentes tipos de fluidos de perforación, incluidos lodos de perforación a base de aceite (OBDM), lodos de perforación a base de agua (WBDM), lodos de perforación a base de gas (GBDM) y sus respectivos aditivos, en combinación con aditivos de arcilla adecuados1.

La elección del fluido de perforación base influye significativamente en su comportamiento durante las operaciones de perforación. OBDM es ampliamente reconocido como el sistema superior debido a sus propiedades lubricantes2. Este sistema proporciona estabilidad al pozo, bajo torque y arrastre, excelente control de pérdida de fluido y calidad del revoque de filtración, propiedades reológicas apropiadas para la limpieza del pozo y estabilidad de temperatura3,4. Las formaciones de esquisto tienden a hincharse cuando son infiltradas por fluidos de perforación a base de agua (WBDF), lo que provoca inestabilidad en la pared del pozo. Para evitar la hinchazón, a menudo se prefiere el OBDM, ya que no existe interacción entre el petróleo y el esquisto. Sin embargo, para abordar las preocupaciones ambientales, también se pueden utilizar lodos a base de agua (WBM). Por tanto, los fluidos de perforación desempeñan un papel crucial en la industria del petróleo y el gas5,6.

Los fluidos de perforación cumplen numerosas funciones en las operaciones de perforación, incluida la limpieza de pozos, el control de la presión de la formación, la suspensión de recortes, el sellado de formaciones permeables, la estabilidad del pozo, la reducción del daño de la formación, el enfriamiento, la lubricación, el soporte para la broca y el conjunto de perforación, la transferencia de energía hidráulica a las herramientas y broca, asegurando una evaluación adecuada de la formación, inhibición de la corrosión, reducción del impacto ambiental y simplificación de la cementación y terminación del lodo de perforación7,8,9. Estas funciones del fluido de perforación se logran mediante el uso de una química compleja basada en aditivos. Los aditivos se utilizan para mejorar las propiedades de los fluidos de perforación, como densidad, reología, pérdida de fluido, alcalinidad, contenido de sal, contenido de sólidos, relación aceite-agua, contenido de arena, estabilidad eléctrica y otras propiedades relevantes. La densidad del fluido de perforación es particularmente importante, ya que aumentos excesivos pueden provocar fallas en la formación10,11. Las propiedades reológicas, incluida la viscosidad aparente (AP), la viscosidad plástica (PV) y el límite elástico (YP), son características cruciales durante las operaciones de perforación12,13. Entre las diversas propiedades reológicas, la fuerza del gel (GS) se define como la capacidad del lodo para mantener las partículas de lodo en suspensión14,15. La propiedad de resistencia del lodo juega un papel clave en la perforación de pozos horizontales y de múltiples ramas.

La pérdida de la propiedad gelatinosa puede hacer que las partículas suspendidas en el fluido de perforación se asienten, lo que provoca una acumulación alrededor de la broca y se pega en la sarta de perforación. En los últimos años, ha habido avances en las tecnologías de nanomateriales y los investigadores han explorado su aplicación en la industria petrolera16,17,18,19. Los resultados de las investigaciones mostraron que las nanopartículas pueden usarse como aditivos adecuados para mejorar las propiedades de los fluidos de perforación20,21,22. Las propiedades mecánicas, hidrodinámicas, térmicas, eléctricas y químicas únicas y el potencial de interacción de las nanopartículas las convierten en una excelente opción para aplicaciones de fluidos de perforación22,23,24.

Jung et al.25 observaron que la adición de nanopartículas de Fe2O3 con un tamaño de partícula que oscila entre 3 y 30 nm en WBDM a una concentración del 5% en peso de nanopartículas mejora la reología del fluido de perforación. Barry et al.26 utilizaron nanopartículas híbridas de Fe2O3-arcilla con tamaños de 3 y 30 nm en WBM que contenían un 5% en peso de bentonita. Observaron que la adición de estas nanopartículas mejora el rendimiento reológico del fluido de perforación. Wang et al.27 emplearon nanopartículas con tamaños de 10 a 20 nm en WBDF con 4% en peso de bentonita y concluyeron que un rango de concentración óptimo entre 0,05 y 0,5% en peso conduce a una mejor reología, propiedades de filtración y propiedades térmicas de la perforación. líquido. Javeri et al.28 utilizaron nanopartículas de SiO2 con un tamaño de partícula de 50 nm en concentraciones del 5% en peso en WBDF. Descubrieron que estos aditivos reducen el espesor de la torta de lodo. Cheraghian et al.29 investigaron el uso de nanosílice en un 5% en peso de WBDF y observaron su efecto sobre la reología del lodo de perforación. Agarwal et al.30 estudiaron el uso de nanoarcilla y nanosílice en fluidos de perforación a base de emulsión invertida de alta presión y alta temperatura (HPHT) y su impacto en la reología del lodo de perforación. Abdo y Haneef31 emplearon nanoarcilla con un tamaño de partícula entre 10 y 20 nm en WBDF con bentonita y descubrieron que la adición de nanoarcilla controla la viscosidad en condiciones de alta temperatura y presión. Cheraghian29 también concluyó que la adición de nanoarcilla tiene un efecto positivo sobre la reología y las propiedades de filtración del WBDF.

Sadeghalvaad y Sabbaghi32 sintetizaron con éxito un nanocompuesto de polímero (TiO2/PAM) para su uso en el sistema WBDF. Sus resultados demostraron que el nanocompuesto mejoró las propiedades reológicas, así como el volumen de pérdida de fluido y el espesor de la torta de lodo. Aftab et al.33 sintetizaron y caracterizaron un compuesto de ZnO-acrilamida, que modificó las propiedades químicas y térmicas de los fluidos de perforación. El compuesto mostró modificaciones en la pérdida de filtrado, lubricidad, límite elástico y resistencia del gel, lo que lo convierte en un aditivo adecuado para modificar el hinchamiento de la lutita. Huang et al.34 investigaron los efectos de un nanocompuesto de SiO2/resina acrílica con una estructura núcleo-cubierta sobre las características reológicas y las propiedades térmicas del WBDM. Descubrieron que los fluidos de perforación con nanopartículas acrílicas/SiO2 aumentaban la eficiencia de obstrucción y reducían la invasión de fluidos.

En otro estudio, Khani et al.35 utilizaron un nuevo fluido de perforación con nanopartículas de arcilla para mejorar la conductividad térmica. Concluyeron que la presencia de nanoarcilla en el fluido de perforación mejora la estabilidad térmica. William et al.36 evaluaron el uso de nanopartículas de CuO y ZnO en 0,4% en peso de XG en WBDF para mejorar las propiedades térmicas en condiciones de alta presión/alta temperatura (HP/HT). Wang et al.37 se centraron en el rendimiento mecánico de los fluidos de perforación diseñados con nanopartículas de sílice para su uso en la exploración de hidratos de gas natural. Observaron que el uso de nanopartículas de sílice hidrofílica en fluidos de perforación daba como resultado un 10% menos de formación de hidratos en comparación con el agua ultrapura.

Perveeen et al.20 realizaron un estudio sobre el efecto de las nanopartículas de titanato de zinc sobre las propiedades reológicas y de filtración del WBDF. Descubrieron que el uso de nanopartículas en WBM mejoraba las propiedades reológicas, y la adición de ZnTiO electrohilado a una concentración del 0,3 % p/v reducía la pérdida de fluido en casi un 30 %. Kafashi et al.23 realizaron un estudio sobre las propiedades reológicas y la posibilidad de que los nanoproductos de nano (Na, Ca)-bentonitas cumplan con las propiedades requeridas del lodo de perforación. De acuerdo a los resultados obtenidos de las pruebas de propiedades de flujo de la mezcla, indicaron que la mezcla no era adecuada para ser un fluido de perforación adecuado. En otro estudio, Kakashi et al.24 investigaron los efectos de los absorbentes y aditivos de nanoarcilla sobre la modificación de las propiedades reológicas de los fluidos de perforación en medios porosos utilizando un micromodelo de vidrio. Sus resultados mostraron que el 75% en peso de una suspensión de nanoarcilla y celulosa polianiónica (PAC) podrían mejorar con éxito las propiedades reológicas. Posteriormente, Alkalbani et al.38 evaluaron el uso de nanopartículas de SiO2 en WBM para mejorar las propiedades reológicas del fluido de perforación en yacimientos profundos. Sus resultados indicaron que las nanopartículas de sílice mejoraron las propiedades reológicas y produjeron una mayor viscosidad y límite elástico en más del 50%. Recientemente, Mikhienkova et al.39 evaluaron el uso de nanopartículas de SiO2 en OBM para mejorar las propiedades reológicas del fluido de perforación. Descubrieron que la adición de nanopartículas de SiO2 daba como resultado una reducción de las pérdidas por filtración en fluidos de perforación a base de petróleo entre un 50% y un 70%. Además, la inclusión de estas nanopartículas aumentó significativamente la estabilidad coloidal de los fluidos de perforación a base de petróleo.

El trabajo presentado propone un enfoque novedoso para formular fluidos de perforación mediante la utilización de una combinación de carboximetilcelulosa (CMC), polímero de agar ecológico, material de nanoestructura y tensioactivos típicos. Posteriormente, se investigan las propiedades reológicas del fluido de perforación y el impacto de los aditivos utilizando la escala de micromodelo para lograr la estabilidad reológica. La innovación de este estudio radica en la utilización de polímero de agar biocompatible en el lodo de perforación y la exploración de compuestos de polímero de agar combinados con nanoarcilla y CMC para controlar eficazmente el espesor de la torta de lodo. En este estudio se emplea CMC, que sirve como polímero base en formulaciones generales de lodos de perforación. Además, la adición de nanoarcilla a la formulación del lodo de perforación y su inyección en un micromodelo de vidrio permite medir e informar con precisión la cantidad exacta de la torta de lodo. Además, la introducción de nanoarcilla y polímero de agar biocompatible en la formulación permite medir e informar la cantidad de torta de flores por primera vez en un micromodelo de vidrio. Se examina y presenta el comportamiento reológico del nanocompuesto polimérico y las cantidades de indicadores clave. Una de las ventajas de emplear nanoarcilla sobre otras estructuras de nanopartículas es su rentabilidad, rendimiento y compatibilidad mejorada con la bentonita. Además, el agar, al ser un polímero bioecológico autóctono de Irán, ofrece un valor añadido sustancial en comparación con otros polímeros.

En este trabajo, todos los materiales utilizados fueron grados comerciales obtenidos de una empresa petroquímica. La bentonita con un tamaño de partícula de malla 200 y la montmorillonita Cloisita 30B con un espaciamiento superficial de 1 a 5 nm se compraron a la Compañía Nacional de Petróleo de Irán. Las propiedades del aceite y del dodecilsulfato de sodio (SDS) se presentan en las Tablas 1 y 2, respectivamente.

La sal sódica de carboximetilcelulosa de peso molecular medio se obtuvo de PRS Panreac Química SAU (Barcelona), y el agar bacteriológico deshidratado, apto para aplicaciones de laboratorio, fue proporcionado por Quelab/UK. El agar es insoluble en agua fría pero presenta importantes propiedades de hinchamiento. Tiene la capacidad de absorber agua hasta 20 veces su propio peso. El agar es soluble en agua a 80 °C y puede formar un gel estable en concentraciones inferiores al 0,5% en peso.

Debido a limitaciones en el número de experimentos, los procedimientos experimentales se realizaron utilizando el método D-Optimal propuesto por el software Minitab. Se consideraron cuatro factores: caudal, concentración de polímero, contenido de tensioactivo y concentración de nanoarcilla. La penetración del fluido de perforación en el micromodelo se registró seis veces. Los experimentos se clasificaron para evaluar la penetración del fluido de perforación en el micromodelo. Se estudiaron los siguientes parámetros: caudal de 20 mL/h para el micromodelo, concentraciones de polímero y nanoarcilla en dos niveles (0,5% y 1% en peso), y contenido de surfactante en tres niveles (0,1%, 0,4% y 0,8% en peso).

El fluido de perforación se preparó siguiendo las normas API. El procedimiento implicó pesar 10,5 mg de bentonita y agregarlos a 350 ml de agua. La mezcla se agitó usando un agitador de cabeza WiseStir a 25 °C y una velocidad de agitación de 250 rpm durante 2 h. Luego, el proceso de mezcla se llevó a cabo en un baño ultrasónico, utilizando específicamente el Elma Ultrasónico S80H de EE. UU. Se empleó una frecuencia base de 40 kHz y el proceso se repitió tres veces, durando cada iteración 15 min. El objetivo de este enfoque era mejorar la estabilidad de la suspensión. Después de lograr la homogeneidad, se detuvo el proceso de mezcla y se controló la temperatura. Las propiedades reológicas del fluido de perforación se determinaron utilizando un reómetro MCR300 a temperatura ambiente. La tensión interfacial (IFT) entre sistemas petróleo-agua, en términos de contenido de SDS en la solución acuosa, se midió utilizando el método de la gota colgante. Finalmente, se inyectó el fluido de perforación en el micromodelo y se observó mediante un microscopio óptico el comportamiento del fluido bifásico en el medio poroso. Es importante señalar que todos los experimentos sobre la formulación del fluido de perforación siguieron el mismo procedimiento.

El comportamiento reológico del fluido de perforación se midió utilizando un reómetro MCR300 de Anton Paar, Graz, Austria. Los experimentos siguieron el procedimiento de prueba reológica para fluidos de perforación. El tiempo necesario para alcanzar un estado estable se investigó a temperatura ambiente. Posteriormente, la pérdida de fluido se midió utilizando un instrumento de filtro prensa de baja presión y baja temperatura (LPLT). Se aplicó una presión de 100 psi y se midió la cantidad de filtrado descargado en 30 minutos. La suspensión de agua y bentonita (lodo base) se inyectó en el micromodelo y se midió la penetración del fluido en el medio poroso tomando fotografías continuamente. El espesor de la torta de lodo se evaluó bajo un microscopio a un caudal de 1 ml/h después de 50 minutos de inyección. Se empleó el mismo método experimental para todas las formulaciones de fluidos de perforación. Cabe mencionar que todos los experimentos se realizaron tres veces y se informaron los valores promedio. La incertidumbre en IFT, tamaño de partícula y viscosidad fue de ± 3%, 7% y 5%, respectivamente.

Un micromodelo de vidrio consiste en una red de flujo grabada en la superficie de una placa de vidrio. Hay dos categorías principales de patrones: patrones de redes geométricas y patrones que parecen rocas. En este estudio, se preparó un patrón de red geométrica que representa un medio poroso utilizando software de computadora, específicamente Corel Draw. El modelo de medio poroso se diseñó con dimensiones reales, incluido el tamaño de las gargantas y los poros, utilizando el software Corel Draw y se aplicó a la superficie del vidrio40.

El tamaño de partícula se midió utilizando un analizador de tamaño de partícula SA-CP3 de Shimadzu, Kyoto, Japón. La Figura 1 ilustra la reducción del tamaño de las partículas de bentonita de un estado estable a un estado inestable. Se midieron como parámetro principal las propiedades de hinchamiento de la bentonita, que indican una alteración de la viscosidad41. La adición de materiales a la formulación depende de sus propiedades de hinchamiento, lo que conduce a cambios en la viscosidad. El análisis del tamaño de partículas se realizó utilizando los métodos simultáneos de gravedad y centrífuga, con una velocidad de centrífuga de 500 RPM. Se encontró que el diámetro promedio de las partículas de bentonita en suspensiones estables e inestables era de 8,34 µm y 4,72 µm, respectivamente. El aumento en el diámetro promedio de partícula desde un estado estable a uno inestable en la suspensión preparada demuestra el comportamiento de hinchamiento de la bentonita.

Reducción diferencial del diámetro de las partículas de bentonita en estado estable respecto al estado inestable en suspensión mediante el método de centrífuga.

Respecto al agar, la suspensión preparada es insoluble a temperatura ambiente pero se hincha veinte veces en agua a esta temperatura. El tamaño de malla del Agar en fase sólida es de 150 µm. Por lo tanto, se añadió 1% en peso de agar a 100 ml de agua para determinar el grado de hinchamiento. Se estudiaron dos escenarios para evaluar el aumento del diámetro promedio en condiciones mixtas y no mezcladas (Fig. 2). Se midió que el diámetro promedio de las partículas de agar con y sin procesos de mezcla era 87,07 µm y 69,60 µm, respectivamente (el tiempo de mezcla de agar en agua se fijó en 20 min). Durante el proceso de mezclado, el valor de hinchamiento aumentó, afectando directamente la pérdida de fluido del lodo de perforación.

Tamaño de partícula diferencial de Agar con y sin proceso de mezclado en agua mediante el método de gravedad (1% peso de Agar).

La tensión interfacial (IFT) entre el sistema petróleo-agua se determinó calculándola utilizando el método de gota colgante42. La Figura 3 ilustra la variación en IFT con el aumento de la concentración de SDS. Las pruebas se realizaron en siete niveles diferentes correspondientes a la concentración crítica del tensioactivo SDS. Los resultados indican que el valor de IFT permanece constante en concentraciones superiores al 1% en peso de SDS. Las pruebas IFT demuestran que con la adición de cantidades variables de SDS, la IFT entre el petróleo y el agua disminuye significativamente y alcanza un valor de meseta de 9,55 mN/m.

Tensión interfacial (IFT) del sistema aceite-agua.

La adición de surfactante disminuye significativamente la tensión interfacial, facilitando el movimiento de aceite y agua en medios porosos. Esto conduce a una expansión de la zona invadida, como se muestra en la Fig. 4. Sin embargo, es importante señalar que la adición de surfactante también provoca un aumento en la zona invadida, lo que resulta en el bloqueo de agua en formaciones que contienen arcilla mineral. La reducción del bloqueo de agua, que se logra mitigando el ataque del fluido de perforación y el hinchamiento de la arcilla mineral, es más rentable y beneficiosa que depender únicamente de la adición de surfactante. Por lo tanto, incorporar surfactante al fluido de perforación es razonable para formaciones que incluyen arcilla mineral.

Efecto del surfactante sobre el tamaño de las gotas de aceite en medios porosos.

En el micromodelo de vidrio, donde no hay arcilla mineral, no se produce el fenómeno de bloqueo del agua y la consiguiente reducción de la permeabilidad absoluta, que normalmente se solucionan mediante el uso de tensioactivos. Por tanto, la aplicación de tensioactivo en este contexto podría tener efectos adversos, provocando un aumento de la zona invadida. La Figura 4 demuestra el efecto del surfactante sobre el diámetro de las partículas de aceite dentro del micromodelo para el fluido CMC.

El comportamiento reológico del fluido de perforación se analizó utilizando un reómetro Anton Paar MCR 300 (Graz, Austria). Se realizaron a temperatura ambiente varias mediciones reológicas, incluida la determinación de la resistencia del gel, el análisis de la curva de flujo y la evaluación de la estabilidad del fluido. El objetivo de estas mediciones reológicas fue identificar la formulación óptima del lodo de perforación considerando factores como la resistencia del gel y la modificación de las propiedades tixotrópicas del fluido de perforación24,43.

La estabilidad temporal del fluido de perforación se evaluó trazando la viscosidad frente al tiempo a varias velocidades de corte que oscilaban entre 0,01 y 100 s-1 a temperatura ambiente. La Figura 5 ilustra la estabilidad temporal del fluido de perforación a temperatura ambiente. Se puede observar que la adición de nanopartículas a la formulación mejora la viscosidad del fluido con el tiempo. Por el contrario, el fluido que contiene agua y bentonita muestra una tendencia decreciente en la viscosidad a temperatura ambiente44.

Gráfico de la viscosidad del fluido de perforación versus el tiempo a temperatura ambiente.

Sin embargo, el lodo base, que carece de aditivos poliméricos que mejoran las propiedades del fluido, también muestra una tendencia decreciente en la viscosidad. Por otro lado, los lodos de perforación que contienen carboximetilcelulosa o agar demuestran una mejor estabilidad al aumentar el tiempo a diferentes velocidades de corte. El fluido de perforación que exhibe la mayor estabilidad en diferentes intervalos de tiempo consiste en 1% en peso de agar, 1% en peso de carboximetilcelulosa y 1% en peso de nanoarcilla. El diagrama demuestra claramente la mayor estabilidad del fluido de perforación A1C1 + Nano 1% a lo largo del tiempo.

La Figura 6 presenta el comportamiento de la viscosidad del fluido de perforación a medida que aumenta la velocidad de corte. Se puede observar que los fluidos que contienen nanopartículas exhiben la menor reducción de la viscosidad, lo que indica una alta estabilidad al aumentar la velocidad de corte. Por el contrario, el fluido base muestra la menor estabilidad. La presencia de agar por sí sola no mejora significativamente las propiedades reológicas del fluido de perforación. Sin embargo, cuando el agar se combina con carboximetilcelulosa, se produce un efecto sinérgico que conduce a propiedades reológicas mejoradas y un comportamiento apropiado a 120 °F.

Variación de la viscosidad en términos de velocidad de corte a (a) 120 y (b) 150 °F.

El comportamiento del fluido de perforación que contiene agar a las velocidades de corte más bajas y más altas es similar al del fluido base a 120 °F. Si bien el fluido que contiene carboximetilcelulosa tiene la viscosidad más alta a la velocidad de corte más baja, su caída de viscosidad es mayor que la del fluido de perforación A1C1 a medida que la velocidad de corte aumenta a 120 °F.

Sin embargo, la adición de Agar ayuda a reducir la caída de la viscosidad. En el caso del fluido de perforación A1C1 + Nano al 1% en peso, la caída de viscosidad es la más baja en comparación con otros fluidos a medida que aumenta la velocidad de corte. Por lo tanto, la estabilidad del fluido de perforación A1C1 + Nano 1% wt es mayor que la de todos los demás fluidos en términos de velocidad de corte a 120 °F. Es de destacar que para otras formulaciones, la caída de la viscosidad es más significativa a 150 °F en comparación con 120 °F. La caída de viscosidad en las formulaciones que contienen nanopartículas a 150 °F es de 6 a 8 veces mayor en comparación con la de 120 °F. A velocidades de cizallamiento bajas, la nanoarcilla actúa como lubricante, facilitando el movimiento de las partículas de bentonita. Sin embargo, a altas velocidades de cizallamiento, la nanoarcilla forma una estructura, lo que provoca una caída de la viscosidad.

Además, se menciona que las propiedades reológicas de la muestra de agar sola mejoraron a 150 °F debido a su completa solubilidad en agua. Sin embargo, en otras formulaciones se observa una mayor caída de la viscosidad a esta temperatura. La presencia de nanopartículas en la formulación provoca una caída de viscosidad más significativa a 150 °F en comparación con 120 °F, aproximadamente 6 a 8 veces mayor.

A velocidades de cizallamiento bajas, la presencia de nanoarcilla en el fluido de perforación actúa como lubricante, favoreciendo el fácil movimiento de las partículas de bentonita. Este efecto lubricante ayuda a mantener la viscosidad del fluido a velocidades de corte más bajas, lo que permite un mejor flujo y estabilidad del fluido.

Sin embargo, a medida que aumenta la velocidad de cizallamiento, las nanopartículas de arcilla comienzan a formar una estructura dentro del fluido. Esta formación de estructura conduce a una caída de la viscosidad a altas velocidades de cizallamiento. Las interacciones entre las nanopartículas de arcilla y la matriz fluida circundante dan como resultado una reducción en la resistencia al flujo, lo que hace que disminuya la viscosidad del fluido.

Este comportamiento se observa comúnmente en fluidos adelgazantes, donde la viscosidad disminuye a medida que aumenta la velocidad de corte. La presencia de nanoarcilla en el fluido de perforación puede alterar el comportamiento del flujo y las propiedades reológicas, proporcionando efectos tanto lubricantes como estructurantes dependiendo de la velocidad de corte aplicada.

La presencia de surfactante SDS en la formulación del fluido de perforación tiene varios efectos sobre la viscosidad. En primer lugar, el tensioactivo tiene una naturaleza aniónica, lo que puede reducir el bloqueo de agua en formaciones arcillosas. Esto conduce a un aumento en la viscosidad del fluido de perforación a medida que aumenta la concentración de surfactante. El tensioactivo aniónico interactúa con las partículas de arcilla, favoreciendo su hinchamiento en agua y, en consecuencia, aumentando la viscosidad de la suspensión. Además, tanto el agar como la carboximetilcelulosa son compuestos iónicos y la presencia de tensioactivos aniónicos mejora la interacción entre estos polímeros y el tensioactivo, lo que produce cambios en la viscosidad. La Figura 7 proporciona información sobre el efecto de la concentración de surfactante en la alteración de la viscosidad del agar y la carboximetilcelulosa a una temperatura de 120 °F.

Efecto del surfactante sobre la viscosidad a 120 °F: (a) fluido de perforación que contiene agar, (b) fluido de perforación que contiene CMC.

Vale la pena señalar que los cambios de viscosidad asociados con bajas concentraciones de tensioactivo son relativamente pequeños. Las mediciones de tixotropía también se realizaron para examinar la recuperación de la estructura del fluido después de la aplicación de alto cizallamiento. La tixotropía se refiere al fenómeno en el que la viscosidad de un fluido disminuye bajo un esfuerzo cortante pero se recupera con el tiempo cuando se elimina el esfuerzo cortante. Estas mediciones proporcionan información sobre el comportamiento estructural y la estabilidad del fluido de perforación bajo diferentes condiciones de corte.

La prueba de tixotropía se realiza para determinar el tiempo necesario para que el fluido de perforación recupere su viscosidad inicial después de haber sido sometido a una velocidad de corte de 1022 s-1 (Fig. 8)38,45,46,47. La adición de Agar al fluido produce una pendiente negativa en la relación viscosidad-tiempo durante la tercera etapa de la prueba de tixotropía. Esto indica que el agar exhibe una mayor caída de viscosidad después de superar la velocidad de corte de 1022 s-1, potencialmente debido al colapso de las estructuras intermoleculares que se formaron previamente.

Comportamiento tixotrópico del fluido de perforación: (a) A 120 °F, (b) A 150 °F.

Una ventaja del agar en comparación con el CMC es que el agar tiene un valor de viscosidad 10 veces mayor que el CMC al comienzo de la tercera etapa de la velocidad de corte aplicada. Esta mayor viscosidad evita que el agar entre inmediatamente en los medios porosos, lo que permite que el agar y otros aditivos formen puentes entre los medios porosos.

La reducción de la viscosidad después de una rotación de 600 rpm induce características tixotrópicas en el fluido de perforación23,24,48. Este comportamiento se observa para el fluido que contiene CMC, lo que indica propiedades antitixotrópicas. El comportamiento antitixotrópico conduce a un aumento de la viscosidad y una disminución de los valores de permeabilidad de los medios porosos. Por otro lado, el aumento simultáneo de la viscosidad del agar presenta un efecto restrictivo sobre la permeabilidad. La CMC, con su aumento gradual de la viscosidad, ralentiza la permeabilidad. La combinación de Agar y CMC da como resultado un comportamiento reopéctico.

Además, la caída de viscosidad para la velocidad de rotación de 600 rpm en presencia de nanopartículas es menor en comparación con otras formulaciones. Esto sugiere que la presencia de nanopartículas contribuye a la estabilidad del comportamiento tixotrópico del fluido de perforación.

A una temperatura de 150 °F, el comportamiento tixotrópico del fluido de perforación indica que el polímero de agar permanece estable a medida que aumenta la temperatura. Por el contrario, el lodo base exhibe una alta inestabilidad a 150 °F. La disolución del polímero de agar a un esfuerzo cortante de 1022 s mejora significativamente las propiedades de los fluidos que contienen agar a 150 °F, como se demuestra en la Fig. 8.

En la Fig. 9 se ilustra la resistencia del gel del fluido de perforación. A una temperatura de 150 °F, la disolución del agar en agua produce un aumento significativo de la viscosidad, alcanzando aproximadamente 10 órdenes de magnitud mayor en comparación con 120 °F. El lodo base (fluido de bentonita) exhibe un comportamiento inestable a esta temperatura elevada. A diferencia del comportamiento observado a 120 °F, la caída de la viscosidad se amplifica 10 veces y la fuerza del gel de CMC se compensa con la presencia de agar en la formulación A1C1.

Fuerza del gel del fluido de perforación (a) a 120 °F, (b) a 150 °F.

Además, un aumento en la concentración de nanorellenos contribuye a una mejora en la fuerza del gel del fluido de perforación. Esto indica que la adición de nanorellenos mejora la capacidad del fluido para formar una estructura de gel estable, lo que potencialmente resulta en un mejor rendimiento durante las operaciones de perforación.

El espesor del revoque de lodo se calculó capturando continuamente imágenes microscópicas a lo largo del pozo después de 50 minutos de inyectar la formulación de lodo propuesta en el micromodelo. La Fig. 10 ilustra el proceso de inyección de fluido de perforación y la torta de lodo resultante formada en el pozo del micromodelo.

Inyección de bentonita y penetración del filtrado de lodo en el interior del micromodelo.

Los resultados normalizados del espesor y volumen de la torta de lodo en la pared del micromodelo se presentan en la Fig. 11. Es evidente que la formulación que contiene el polímero CMC no logra generar una torta de lodo en la pared, lo que resulta en una penetración completa del fluido en el medio poroso y una significativa daño a la formación. Nuestro objetivo era lograr un espesor óptimo de revoque con mínima penetración. Entre las diferentes formulaciones, A1C1 + nano1% en peso exhibió la menor penetración. La Figura 12 también demuestra que a medida que aumenta el caudal, tanto el volumen como el espesor de la torta de lodo disminuyen, lo que indica que caudales más altos alteran la integridad de la torta de lodo.

Volumen normalizado de torta de lodo versus espesor.

Torta de barro formada en el canal principal con un tamaño real de 2 × 3 mm2.

La filtración ocurre tanto en condiciones dinámicas como estáticas durante el proceso de perforación. La filtración dinámica ocurre cuando el fluido de perforación circula, mientras que la filtración estática ocurre durante períodos de inactividad como cuando se realizan juntas o durante viajes cuando el fluido no circula49. En esta sección, nos centraremos en el estudio de la filtración dinámica bajo presión atmosférica y temperatura ambiente. La Figura 12 demuestra que la formación de una torta de lodo ayuda a reducir la pérdida de fluido en formaciones no permeables al yacimiento y previene la penetración del lodo en las formaciones del yacimiento.

La homogeneidad del revoque de lodo formado es crucial ya que mejora la estabilidad del pozo y actúa como refuerzo para formaciones débiles. El tamaño del agente puente debe ser aproximadamente la mitad del tamaño de la garganta del poro más grande. El polímero de agar funciona bien como agente puente a este respecto. Permite la formación de una torta de filtración a una temperatura inferior a su temperatura de disolución. El hinchamiento del polímero a 120 °F contribuye a la formación de la torta de filtración, que bloquea eficazmente los canales de penetración y evita que el lodo de perforación entre en el micromodelo. Es importante señalar que la prueba de penetración del lodo de perforación se realizó únicamente a una temperatura de 120 °F debido a limitaciones del laboratorio.

Por otro lado, el fluido que contiene CMC no sirve como agente puente eficaz debido a sus propiedades reológicas y no puede bloquear la entrada de los medios porosos.

Estudios futuros podrían profundizar en los efectos de las diferentes condiciones de temperatura sobre los fenómenos observados. La realización de experimentos a diferentes temperaturas puede ayudar a identificar tendencias dependientes de la temperatura, como cambios en el comportamiento del flujo de fluidos, reacciones químicas o fenómenos interfaciales. Al investigar un rango de temperaturas, se puede obtener una comprensión más completa de la respuesta del sistema y las posibles limitaciones inducidas por la temperatura.

Además, explorar patrones alternativos de micromodelos puede ofrecer información adicional. Diferentes patrones de micromodelos, como estructuras de poros heterogéneos o geometrías de redes complejas, pueden imitar mejor condiciones de yacimientos o escenarios de flujo específicos. Esto puede ayudar a los investigadores a evaluar la influencia de la heterogeneidad de la escala de poros en los patrones de flujo de fluidos, la dispersión y otros procesos relevantes.

Además, la utilización de micromodelos tridimensionales presenta una vía prometedora para futuras investigaciones. Los micromodelos bidimensionales tradicionales proporcionan información valiosa sobre el comportamiento de los fluidos, pero pueden simplificar demasiado la naturaleza compleja de los medios porosos. El empleo de micromodelos tridimensionales puede capturar geometrías y conectividad a escala de poro más realistas, lo que permite una representación más precisa de los procesos de flujo. Este avance puede ayudar a abordar las limitaciones de los modelos bidimensionales y proporcionar una mejor comprensión de la dinámica del flujo, el comportamiento multifásico y los fenómenos de transporte.

Al ampliar las investigaciones para abarcar estos aspectos, los estudios futuros pueden contribuir significativamente al campo de la investigación basada en micromodelos, mejorando nuestra comprensión del flujo de fluidos en medios porosos y ayudando al desarrollo de prácticas de ingeniería de yacimientos más eficientes y precisas.

En este estudio, las propiedades reológicas del fluido de perforación y el impacto de los aditivos se investigaron utilizando una escala de micromodelo con un caudal de 20 ml/h. La concentración de polímero y nanoarcilla se estudió en dos niveles (0,5% en peso y 1% en peso), y el contenido de tensioactivo se estudió en tres niveles (0,1% en peso, 0,4% en peso y 0,8% en peso). Además, la tensión interfacial (IFT) entre sistemas petróleo-agua se midió utilizando el método de gota colgante, centrándose en el contenido de SDS en la solución acuosa. De este estudio se podría extraer la siguiente conclusión.

Los resultados del análisis IFT revelaron una disminución significativa en la tensión interfacial entre el petróleo y el agua con un aumento en la concentración de SDS. Los resultados reológicos demostraron que los fluidos que contienen nanopartículas exhibieron la mayor estabilidad a medida que aumentaba la velocidad de corte. La disolución completa del agar en agua dio como resultado propiedades reológicas mejoradas a 150 °F. Las caídas de viscosidad observadas a 150 °F fueron aproximadamente 5 a 10 veces mayores que las de 120 °F. Con un aumento en la concentración del tensioactivo aniónico, la viscosidad mostró un ligero incremento. El comportamiento del agar, caracterizado por un aumento inmediato de la viscosidad, restringió la permeación en medios porosos, mientras que el CMC solo ralentizó el proceso de permeación. La viscosidad general de la formulación final de A1C1 aumentó con el tiempo debido al predominio de la viscosidad creciente de CMC sobre el efecto diluyente causado por la presencia de agar. Además, el fluido de perforación que contiene nanoarcilla mostró una menor caída de viscosidad en comparación con otras formulaciones. Aunque la viscosidad del fluido de perforación que contenía Agar a 150 °F se mantuvo estable, la viscosidad del lodo base mostró un comportamiento inestable. Además, la estabilidad de la viscosidad del polímero influyó significativamente en la estabilidad del compuesto A1C1 a una velocidad de corte de 1022 s-1.

En experimentos de micromodelo, inicialmente, el fluido de perforación base causó el mayor daño a la formación, seguido de la penetración del filtrado en el medio poroso. En formaciones altamente permeables, una gran cantidad de lodo podría ingresar a la formación, donde se podría emplear un agente puente de agar para evitar la pérdida de fluido. En contraste, CMC no pudo formar un revoque de filtración en el pozo, lo que resultó en una zona invadida más grande. Por lo tanto, se podrían lograr mejores resultados reduciendo el contenido de CMC. Se observó que en la formulación A1C1, la CMC redujo el espesor de la torta de filtración. Finalmente, la torta de lodo formada en la formulación A1C1 + nano1% en peso exhibió una penetración mínima y mostró un gran potencial para sellar eficazmente áreas altamente permeables con una torta de filtración delgada y suave.

Todos los datos están disponibles del autor correspondiente previa solicitud razonable.

Instituto Americano de Petróleo

Tensión interfacial

Carboximetilcelulosa (CMC)

Agar

Dodecilsulfato de sodio (SDS)

0,04% en peso de SDS

0,5% en peso de CMC

Esfuerzo cortante

estrés de rendimiento

tasa de corte

Índice de consistencia

Coeficiente de ley de potencia

Viscosidad a velocidad de corte infinita

Viscosidad a tasa de corte cero

Fahrenheit

Ozbayoglu, ME, Saasen, A., Sorgun, M. & Svanes, K. Conferencia y exposición de tecnología de perforación de Asia Pacífico de IADC/SPE (OnePetro).

Caenn, R., Darley, HC y Gray, GR Composición y propiedades de los fluidos de perforación y terminación (Gulf Professional Publishing, 2011).

Google Académico

Cheraghian, G. Aplicación de nanopartículas de arcilla para mejorar el fluido de perforación. En t. J. Nanosci. Nanotecnología. 13, 177–186 (2017).

Google Académico

Oghenejoboh, K., Ohimor, E. & Olayebi, O. Aplicación de aceite lubricante usado refinado como aceite base para la formulación de lodo de perforación a base de aceite: un estudio comparativo. J. Gasolina. Tecnología. Alternativo. Combustibles 4, 78–84 (2013).

CAS Google Académico

Akhtarmanesh, S., Shahrabi, MA y Atashnezhad, A. Mejora de la estabilidad del pozo en esquisto mediante nanopartículas. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 112, 290–295 (2013).

Artículo CAS Google Scholar

Lal, M. Conferencia y exposición de petróleo y gas de Asia Pacífico de la SPE (OnePetro).

Skalle, P. Ingeniería de fluidos de perforación (Bookboon, 2011).

Google Académico

Mahto, V. & Sharma, V. Estudio reológico de un fluido de perforación de pozos petroleros a base de agua. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 45, 123-128 (2004).

Artículo CAS Google Scholar

Khodja, M., Khodja-Saber, M., Canselier, JP, Cohaut, N. & Bergaya, F. Tecnología de fluidos de perforación: desempeño y consideraciones ambientales. En Productos y Servicios; de la I + D a las soluciones finales 227–256 (2010).

Fattah, K. & Lashin, A. Investigación de la densidad del lodo y el efecto de los materiales de ponderación sobre las propiedades de la torta de filtración del fluido de perforación y el daño a la formación. J. Afr. Ciencia de la Tierra. 117, 345–357 (2016).

Artículo ADS CAS Google Scholar

Krueger, Reunión Regional de RF SPE California (OnePetro).

Santoyo, E., Santoyo-Gutiérrez, S., García, A., Espinosa, G. & Moya, S. Medición de propiedades reológicas de fluidos de perforación utilizados en pozos geotérmicos. Aplica. Termia. Ing. 21, 283–302 (2001).

Artículo CAS Google Scholar

Fazelabdolabadi, B., Khodadadi, AA y Sedaghatzadeh, M. Mejora de las propiedades térmicas y reológicas de los fluidos de perforación utilizando nanotubos de carbono funcionalizados. Aplica. Nanociencia. 5, 651–659 (2015).

Artículo ADS CAS Google Scholar

Alakbari, F., Elkatatny, S., Kamal, MS & Mahmoud, M. Simposio y exposición técnica anual de SPE Reino de Arabia Saudita. (OnePetro, Berlín).

Aftab, A., Ismail, A. & Ibupoto, Z. Mejora de las propiedades reológicas y el comportamiento de inhibición del esquisto del lodo a base de agua utilizando nanosílice, nanotubos de carbono de paredes múltiples y nanoplaquetas de grafeno. Egipto. J. mascota. 26, 291–299 (2017).

Artículo de Google Scholar

Sharma, MM y cols. Conferencia y Exposición Técnica Anual de la SPE (OnePetro).

Gbadamosi, AO, Junin, R., Abdalla, Y., Agi, A. & Oseh, JO Investigación experimental de los efectos de las nanopartículas de sílice en la eficiencia de la limpieza de pozos del lodo de perforación a base de agua. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 172, 1226-1234 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Ansari, S. y col. Medición experimental y modelado de la adsorción de asfaltenos sobre nanopartículas de óxido de hierro y cal en presencia y ausencia de agua. Ciencia. Rep. 13, 1-13 (2023).

Artículo de Google Scholar

Al-Shargabi, M. et al. Aplicaciones de nanopartículas como aditivos beneficiosos para fluidos de perforación de petróleo y gas: una revisión. J. Mol. Licuado. 352, 118725 (2022).

Artículo CAS Google Scholar

Perween, S., Beg, M., Shankar, R., Sharma, S. y Ranjan, A. Efecto de las nanopartículas de titanato de zinc sobre las propiedades reológicas y de filtración de los fluidos de perforación a base de agua. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 170, 844–857 (2018).

Artículo CAS Google Scholar

Medhi, S., Chowdhury, S., Gupta, DK y Mazumdar, A. Una investigación sobre los efectos de las nanopartículas de sílice y óxido de cobre sobre las propiedades reológicas y de pérdida de fluidos de los fluidos de perforación. J. Gasolina. Explorar. Pinchar. Tecnología. 10, 91-101 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Cheraghian, G. Nanopartículas en fluidos de perforación: una revisión del estado del arte. J. Mercado. Res. 13, 737–753 (2021).

CAS Google Académico

Kafashi, S., Taghdimi, R. y Karimi, G. Modificación de sistemas de nanoarcilla: un enfoque para estabilizar fluidos de perforación. Adv. Estera. Res. 829, 818–824 (2014).

Google Académico

Kafashi, S., Rasaei, M.-R. & Karimi, GR Estudio experimental de los efectos de los absorbentes y aditivos de nanoarcilla en la modificación de las propiedades reológicas de los fluidos de perforación en medios porosos utilizando un micromodelo de vidrio. J. Medios porosos 23, 627 (2020).

Artículo de Google Scholar

Jung, Y. et al. Conferencia y exposición técnica nacional de la AADE 1–4 (Asociación Estadounidense de Ingenieros de Perforación de Houston).

Barry, MM, Jung, Y., Lee, J.-K., Phuoc, TX y Chyu, MK Filtración de fluidos y propiedades reológicas de aditivos de nanopartículas y fluidos de perforación de bentonita híbridos de arcilla intercalada. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 127, 338–346 (2015).

Artículo CAS Google Scholar

Wang, Z. y col. Nanopartículas de Fe3O4 modificadas con poli (p-estireno sulfonato de sodio) como aditivos eficaces en fluidos de perforación a base de agua. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 165, 786–797 (2018).

Artículo CAS Google Scholar

Javeri, SM, Haindade, ZW & Jere, CB SPE/IADC Conferencia y exposición de tecnología de perforación en Oriente Medio (OnePetro).

Cheraghian, G. Efectos de las nanopartículas sobre la humectabilidad: una revisión sobre las aplicaciones de la nanotecnología en la recuperación mejorada de petróleo. En t. Nano Lett. 6, 1-10 (2015).

Artículo de Google Scholar

Agarwal, S., Tran, P., Soong, Y., Martello, D. & Gupta, Conferencia y exposición técnica nacional RK AADE 1–6.

Abdo, J. & Haneef, M. Fluidos de perforación modificados con nanopartículas de arcilla para la perforación de pozos profundos de hidrocarburos. Aplica. Ciencia de la arcilla. 86, 76–82 (2013).

Artículo CAS Google Scholar

Sadeghalvaad, M. & Sabbaghi, S. El efecto del nanocompuesto de TiO2/poliacrilamida sobre las propiedades de los fluidos de perforación a base de agua. Tecnología en polvo. 272, 113-119 (2015).

Artículo CAS Google Scholar

Aftab, A., Ismail, A., Khokhar, S. & Ibupoto, ZH Nuevas nanopartículas de óxido de zinc depositan un compuesto de acrilamida utilizado para mejorar el rendimiento de los fluidos de perforación a base de agua en condiciones de temperatura elevada. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 146, 1142-1157 (2016).

Artículo CAS Google Scholar

Huang, X. y col. Aplicación de un compuesto estructural de resina acrílica/nano-SiO2 núcleo-cubierta en fluido de perforación a base de agua para tapar los poros de esquisto. J. Nat. Ciencia del gas. Ing. 55, 418–425 (2018).

Artículo CAS Google Scholar

Khan, I., Hussanan, A., Saqib, M. y Shafie, S. Transferencia de calor por convección en nanofluidos de perforación con nanopartículas de arcilla: aplicaciones en procesos de limpieza de agua. BioNanoScience 9, 453–460 (2019).

Artículo de Google Scholar

Ahasan, MH, Alvi, MFA, Ahmed, N. & Alam, MS Una investigación de los efectos de las nanopartículas de óxido de zinc sintetizadas sobre las propiedades del fluido de perforación a base de agua. Gasolina. Res. 7, 131 (2021).

Artículo de Google Scholar

Wang, R. y col. Efecto de las nanopartículas de sílice hidrofílica sobre la formación de hidratos: información del estudio experimental. J. Química Energética. 30, 90-100 (2019).

Artículo de Google Scholar

Alkalbani, AK, Chala, GT & Alkalbani, AM Investigación experimental de las propiedades reológicas del lodo a base de agua con nanopartículas de sílice para aplicación en pozos profundos. Ain Shams Ing. J. 14, 102147 (2023).

Artículo de Google Scholar

Mikhienkova, E. y col. Estudio experimental sobre la influencia de las nanopartículas en las propiedades de los fluidos de perforación a base de petróleo. J. Gasolina. Ciencia. Ing. 208, 109452 (2022).

Artículo CAS Google Scholar

Abedi, B., Ghazanfari, MH y Kharrat, R. Estudio experimental de inundación de polímeros en sistemas fracturados utilizando un micromodelo de vidrio de cinco puntos: el papel de las propiedades geométricas de la fractura. Explorador de energía. Explotar. 30, 689–705 (2012).

Artículo CAS Google Scholar

Abu-Jdayil, B. & Ghannam, M. La modificación de las propiedades reológicas de las dispersiones de bentonita de sodio en agua con efecto de polímero CMC de baja viscosidad. Fuentes de energía A Recov. Utiliz. Reinar. Efectos 36, 1037–1048 (2014).

Artículo CAS Google Scholar

Kumari, R., Kakati, A., Nagarajan, R. & Sangwai, JS Efecto sinérgico de sistemas tensioactivos aniónicos y catiónicos mixtos sobre la tensión interfacial de petróleo crudo-agua y recuperación mejorada de petróleo. J. Dispers. Ciencia. Tecnología. (2018).

Kafashi, S., Karimi, G. & Rasaei, M. Evaluación de PAC con nanoarcilla como lodo de perforación. Toro. Soc. R. Ciencias. Feudal. https://doi.org/10.25518/0037-9565.6666 (2017).

Artículo de Google Scholar

Ahmad, HM, Kamal, MS, Murtaza, M. y Al-Harthi, MA Mejora de las propiedades del fluido de perforación utilizando nanopartículas y polímeros solubles en agua. En SPE Reino de Arabia Saudita Simposio y exposición técnica anual (OnePetro). https://onepetro.org/SPESATS/proceedings-abstract/17SATS/3-17SATS/D033S027R003/196175 (2017).

Rafieefar, A., Sharif, F., Hashemi, A. y Bazargan, AM Comportamiento reológico y filtración de fluidos de perforación a base de agua que contienen óxido de grafeno: medición experimental, comprensión mecanicista y modelado. ACS Omega 6, 29905–29920 (2021).

Artículo CAS PubMed PubMed Central Google Scholar

Huang, Y., Zheng, W., Zhang, D. & Xi, Y. Un modelo de Herschel-Bulkley modificado para propiedades reológicas con características de respuesta a la temperatura del fluido de perforación polisulfonado. Fuentes de energía A Recov. Utiliz. Reinar. Efectos 42, 1464-1475 (2020).

Artículo CAS Google Scholar

Skadsem, HJ, Leulseged, A. y Cayeux, E. Medición de la reología del fluido de perforación y modelado del comportamiento tixotrópico. Aplica. Reol. 29, 1-11 (2019).

Artículo CAS Google Scholar

Kafashi, S., Rasaei, M. & Karimi, G. Efectos de la caña de azúcar y la celulosa polianiónica sobre las propiedades reológicas del lodo de perforación: un enfoque experimental. Egipto. J. mascota. 26, 371–374 (2017).

Artículo de Google Scholar

Al-Mutairi, S. & Mahmoud, M. Conferencia y exposición de gas no convencional de la SPE (OnePetro).

Descargar referencias

Escuela de Ingeniería Química, Facultad de Ingeniería, Universidad de Teherán, Teherán, Irán

Ramin Taghdimi y Babak Kaffashi

Instituto de Ingeniería del Petróleo, Escuela de Ingeniería Química, Facultad de Ingeniería, Universidad de Teherán, Teherán, Irán

Muhammad Reza Rasaei

Departamento de Ingeniería del Petróleo, Universidad Shahid Bahonar de Kerman, Kerman, Irán

Mohammad-Saber Dabiri y Abdolhossein Hemmati-Sarapardeh

Laboratorio Estatal Clave de Prospección y Recursos Petroleros, Universidad del Petróleo de China (Beijing), Beijing, China

Abdolhossein Hemmati-Sarapardeh

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

También puedes buscar este autor en PubMed Google Scholar.

RT: Investigación, Visualización, Redacción-Borrador original, BK: Supervisión, Redacción-Revisión y edición, MRR: Supervisión, Redacción-Revisión y edición. M.-SD: Redacción-Borrador original, Análisis formal, AH-S.: Supervisión, Redacción-Revisión y Edición.

Correspondencia a Abdolhossein Hemmati-Sarapardeh.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

Springer Nature se mantiene neutral con respecto a reclamos jurisdiccionales en mapas publicados y afiliaciones institucionales.

Acceso Abierto Este artículo está bajo una Licencia Internacional Creative Commons Attribution 4.0, que permite el uso, compartir, adaptación, distribución y reproducción en cualquier medio o formato, siempre y cuando se dé el crédito apropiado al autor(es) original(es) y a la fuente. proporcione un enlace a la licencia Creative Commons e indique si se realizaron cambios. Las imágenes u otro material de terceros en este artículo están incluidos en la licencia Creative Commons del artículo, a menos que se indique lo contrario en una línea de crédito al material. Si el material no está incluido en la licencia Creative Commons del artículo y su uso previsto no está permitido por la normativa legal o excede el uso permitido, deberá obtener permiso directamente del titular de los derechos de autor. Para ver una copia de esta licencia, visite http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/.

Reimpresiones y permisos

Taghdimi, R., Kaffashi, B., Rasaei, MR et al. Formular un lodo de perforación novedoso utilizando biopolímeros, nanopartículas y SDS e investigar su comportamiento reológico, tensión interfacial y daño de formación. Representante científico 13, 12080 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-39257-5

Descargar cita

Recibido: 11 de febrero de 2023

Aceptado: 22 de julio de 2023

Publicado: 26 de julio de 2023

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

Cualquier persona con la que compartas el siguiente enlace podrá leer este contenido:

Lo sentimos, actualmente no hay un enlace para compartir disponible para este artículo.

Proporcionado por la iniciativa de intercambio de contenidos Springer Nature SharedIt

Al enviar un comentario, acepta cumplir con nuestros Términos y pautas de la comunidad. Si encuentra algo abusivo o que no cumple con nuestros términos o pautas, márquelo como inapropiado.