Introduzione
"Resina fenolica" è un termine ampio che comprende materiali con diverse strutture chimiche, profili di solubilità e applicazioni industriali (Pilato, 2010). Nei contesti dei giacimenti petroliferi, l'utilizzo di questo termine senza ulteriori qualificazioni può creare ambiguità riguardo all'identità di un prodotto e alla funzione prevista.
Il termine "resina fenolica" da solo non stabilisce che un prodotto sia solubile in acqua, disperdibile in acqua o adatto all'uso in un fluido di perforazione. Un brevetto citato documenta una specifica formulazione di resina fenolica solfonata modificata sviluppata per un'applicazione di fluidi di perforazione (Zhang et al., 2017). Questa divulgazione specifica della formulazione non deve essere trattata come prova che la resina fenolica generica o ogni grado di resina fenolica solfonata forniranno le stesse prestazioni.
Resina fenolica generica e additivi modificati per fluidi di perforazione
Le resine fenoliche convenzionali vengono prodotte attraverso reazioni tra composti fenolici e aldeidi. A seconda del rapporto dei reagenti, del catalizzatore e delle condizioni di reazione, i sistemi di resina fenolica possono includere strutture novolacca e resolo (Pilato, 2010).
Una designazione generica di resina fenolica non indica se un particolare grado possiede il comportamento acquoso richiesto in un fluido di perforazione a base acquosa. L'identità del prodotto deve quindi essere stabilita attraverso la sua documentazione tecnica, inclusa la tipologia chimica dichiarata, la forma del prodotto, l'applicazione prevista e le relative specifiche di fornitura.
Il brevetto citato descrive una resina fenolica solfonata modificata preparata per una specifica applicazione di fluido di perforazione (Zhang et al., 2017). La sua composizione e lo scopo riportato sono specifici di quella formulazione brevettata. La tolleranza al sale e la resistenza agli ioni bivalenti dovrebbero essere verificate per il singolo prodotto nella formulazione di salamoia e fango completo prevista piuttosto che dedurre dal nome del materiale.
Applicazione documentata del fluido di perforazione
Il brevetto citato documenta una specifica formulazione di resina fenolica solfonata modificata sviluppata per il controllo della perdita di fluido in un fluido di perforazione a base acquosa ad alta temperatura (Zhang et al., 2017).
Il controllo della perdita di fluidi deve essere distinto dalle altre funzioni dei fluidi di perforazione (Darley & Gray, 1988):
Il controllo della perdita di fluido riduce il volume del filtrato liquido che passa attraverso il pannello filtrante in una formazione permeabile.
La modifica della viscosità viene gestita attraverso la selezione e il trattamento di argille, biopolimeri, polimeri sintetici o altri modificatori reologici.
Le strategie di rafforzamento del pozzo possono comportare materiali ponte di dimensioni adeguate e altri approcci formulativi selezionati per le condizioni di formazione e pressione.
L’inibizione dello scisto si concentra sul controllo dell’idratazione, del rigonfiamento e della dispersione dell’argilla.
Un additivo per il controllo della perdita di fluidi non dovrebbe essere automaticamente classificato come viscosizzante, inibitore dello scisto, materiale ponte o agente rinforzante del pozzo. Queste funzioni richiedono una valutazione separata all'interno dell'intero sistema del fluido di perforazione.
Reologia e comportamento di filtrazione
Le prestazioni in termini di perdita di liquidi e la risposta reologica devono essere valutate separatamente. Un aumento della viscosità o della forza del gel non dimostra, di per sé, che un additivo migliori le prestazioni del fluido di perforazione.
La risposta reologica dipende dal prodotto specifico, dal livello di trattamento, dalla composizione del fango e dalle condizioni di invecchiamento. Le misurazioni rilevanti possono includere la viscosità apparente, la viscosità plastica, il punto di snervamento e la forza del gel prima e dopo la procedura di invecchiamento specificata.
La qualificazione dell'applicazione dovrebbe includere test sulla formulazione completa in condizioni di invecchiamento e misurazione definite. API, ISO o procedure del cliente applicabili possono fornire una base coerente per il confronto dei risultati (Darley & Gray, 1988; American Petroleum Institute, 2019; International Organization for Standardization, 2008).
Prove di prestazione e suoi limiti
Il brevetto citato in questo articolo descrive una resina fenolica solfonata modificata specifica per la formulazione per l'uso con fluidi di perforazione (Zhang et al., 2017). Non stabilisce le prestazioni della resina fenolica generica, di un'altra formulazione di resina fenolica solfonata o di qualsiasi qualità commerciale non testata.
Il comportamento dettagliato di un additivo candidato dipende dalla sua chimica e dalla formulazione completa del fango. Le sue prestazioni dovrebbero pertanto essere valutate utilizzando condizioni di test definite e fluidi base rappresentativi.
Le valutazioni rilevanti possono includere:
- Volume del filtrato nelle condizioni di prova selezionate
- Proprietà reologiche prima e dopo l'invecchiamento
- Spessore e condizioni osservabili del pannello di filtraggio
- Comportamento in acqua dolce, acqua di mare o nella salamoia prevista
- Risposta a concentrazioni rilevanti di sali e ioni bivalenti
- Compatibilità con il pacchetto completo di additivi
- Stabilità del prodotto alle condizioni di invecchiamento proposte
Le osservazioni sul pannello di filtro devono essere riportate separatamente dal volume del filtrato misurato. Un pannello filtrante più sottile non dovrebbe essere automaticamente descritto come meno permeabile a meno che la permeabilità non sia stata valutata utilizzando un metodo appropriato.
Parametri di qualificazione e test
Per gli acquirenti che valutanoresina fenolica per applicazioni petrolifere, l'identità chimica e la funzione prevista del prodotto devono essere confermate prima di presumere le prestazioni del fluido di perforazione. Prima di valutare una resina fenolica solfonata modificata per un'applicazione di fanghi di perforazione a base acquosa, i team di approvvigionamento e di ingegneria devono confermare le seguenti informazioni.
Identità chimica
Confermare il tipo chimico dichiarato e determinare se il prodotto è specificamente destinato all'uso con fluidi di perforazione.
Forma del prodotto
Identificare se il prodotto viene fornito sotto forma di polvere, soluzione, dispersione o altra forma rilevante per la manipolazione e la formulazione.
Solubilità o disperdibilità
Valutare il comportamento del prodotto nella fase acquosa prevista anziché presumere la compatibilità dal nome del prodotto.
Contenuto attivo o solido
Confermare le specifiche di fornitura applicabili e la base utilizzata per calcolare i livelli di trattamento.
Invecchiamento e condizioni di prova
Definire la temperatura di invecchiamento, la durata dell'invecchiamento, la procedura statica o dinamica e la successiva temperatura di prova. La temperatura di invecchiamento del laboratorio non dovrebbe essere trattata automaticamente come equivalente alla temperatura statica o circolante del fondo pozzo.
Risposta reologica
Misurare le proprietà reologiche rilevanti prima e dopo l'invecchiamento nella formulazione completa.
Prestazioni di filtrazione
Condurre test di filtrazione utilizzando l'API, l'ISO o la procedura del cliente applicabile. Il metodo selezionato, la temperatura, il differenziale di pressione, la durata del test e la base di reporting devono essere chiaramente identificati.
Condizioni del sale e degli ioni bivalenti
Valutare il prodotto candidato nel sistema previsto di acqua dolce, acqua di mare o salamoia e in condizioni di contaminazione rilevanti.
Compatibilità del sistema
Testare il prodotto con le argille, i materiali di ponderazione, i polimeri, i sali e gli altri additivi effettivi previsti nella formulazione completa.
Sicurezza, conservazione e movimentazione
Esaminare la scheda dati di sicurezza del prodotto, i requisiti di conservazione, le informazioni sulla durata di conservazione e le indicazioni sulla manipolazione.
API RP 13B-1 e ISO 10414-1 forniscono procedure per testare sul campo i fluidi di perforazione a base acquosa (American Petroleum Institute, 2019; International Organization for Standardization, 2008). Questi standard supportano test e reporting coerenti; non stabiliscono le prestazioni di un particolare additivo né garantiscono la sua idoneità per un pozzo specifico.
Limitazioni
Una designazione generica di resina fenolica non stabilisce che un grado sia solubile in acqua, disperdibile in acqua o destinato all'uso diretto in un fluido di perforazione a base acquosa.
La resistenza termica di un polimero grezzo non ne determina le prestazioni all'interno di una formulazione complessa di fango. La risposta alla temperatura deve essere valutata in condizioni di invecchiamento e di prova definite.
Un additivo per il controllo della perdita di fluidi non risolve in modo indipendente l'instabilità strutturale del pozzo, la perdita di circolazione, la reattività dello scisto o le prestazioni inadeguate della sospensione.
I risultati riportati per una formulazione brevettata non possono essere trasferiti a un altro prodotto senza test appropriati. La qualificazione del prodotto dovrebbe basarsi sulla formulazione effettiva, sul livello di trattamento, sulla composizione del fluido e sulle condizioni operative previste.
Conclusione
Il brevetto citato documenta una specifica formulazione di resina fenolica solfonata modificata sviluppata per il controllo della perdita di fluido in un fluido di perforazione a base acquosa ad alta temperatura (Zhang et al., 2017). Questa prova non stabilisce le prestazioni della resina fenolica generica o di ogni prodotto a base di resina fenolica solfonata modificata.
L'idoneità di un prodotto deve essere determinata dalla sua esatta identità, documentazione tecnica e prestazioni nella formulazione completa del fluido di perforazione. Il comportamento in termini di perdita di fluido, la reologia, la risposta al sale e agli ioni bivalenti e la compatibilità degli additivi devono essere valutati utilizzando condizioni di test definite e rappresentative.
CTA professionale
Quando si discute di una resina fenolica solfonata modificata per un'applicazione di fluidi di perforazione a base acquosa, fornire le seguenti informazioni:
- Tipologia Base-fango
- Identità e forma esatte del prodotto
- Composizione di acqua dolce, acqua di mare o salamoia
- Test target e temperature di invecchiamento
- Procedura e durata dell'invecchiamento
- Densità del fango e carico di solidi
- Prestazioni di filtraggio target
- Requisiti reologici
- Condizioni del sale e degli ioni bivalenti
- Pacchetto additivo completo
- Metodo di test API, ISO o cliente applicabile
Queste informazioni forniscono una base per discutere l'identità del prodotto, la compatibilità della formulazione e i requisiti di qualificazione. Non sostituisce il test dell'intero sistema del fluido di perforazione in condizioni rappresentative.
Riferimenti
- Istituto americano del petrolio. (2019). Pratica raccomandata per testare sul campo i fluidi di perforazione a base acquosa (API RP 13B-1, 5a ed.). Washington, DC: American Petroleum Institute.
- Darley, HCH e Gray, GR (1988). Composizione e proprietà dei fluidi di perforazione e completamento (5a ed.). Società editrice del Golfo.
- Organizzazione internazionale per la standardizzazione. (2008). Industrie del petrolio e del gas naturale-Prove sul campo dei fluidi di perforazione-Parte 1: Fluidi a base acquosa (ISO 10414-1:2008). Ginevra: Organizzazione internazionale per la standardizzazione.
- Pilato, L. (a cura di). (2010). Resine fenoliche: un secolo di progresso. Springer Berlino Heidelberg.https://doi.org/10.1007/978-3-642-04714-5
- Zhang, Yong, Wang, Biao, Liu, Xiaodong, Liu, Jianjun, Ma, Yongle, Zhu, Hongwei e Ma, Xueqin. (2017). Metodo di preparazione della resina fenolo-formaldeide solfonata modificata resistente alle alte temperature per fluidi di perforazione] (brevetto cinese n. CN104788634B). Tianjin CNPC Boxing Engineering Technology Co., Ltd.