Quel est le taux d'ajout recommandé pour le formate de sodium dans les fluides de forage ?

En tant qu'agent de traitement des sels organiques très efficace, le formate de sodium remplit de multiples fonctions dans les fluides de forage à base d'eau, y compris l'inhibition du schiste pour empêcher l'effondrement du puits,réglage de la densité, protection du réservoir et amélioration de la résistance aux températures élevées et à la salinité.conditions de formationLes doses recommandées par convention varient de 5% à 20%, les taux d'application pratiques étant généralement compris entre 10% et 20%.L'ajout excessif de sel peut facilement entraîner une détérioration de la sensibilité au sel., augmentation des coûts et fluctuations des propriétés rhéologiques, tandis qu'un ajout insuffisant empêche l'agent d'atteindre son efficacité prévue.

Dans les fluides de forage à base de polymères conventionnels, le formate de sodium est généralement ajouté dans une fourchette de 5% à 10%.stabiliser le puitsCette posologie convient aux puits verticaux et aux puits directionnels peu profonds; elle est compatible avec d'autres agents de traitement, tels que la gomme xanthane,résines phénoliquesIl permet de réduire les pertes de liquide et de renforcer la résistance de la boue à la contamination tout en conservant des propriétés rhéologiques stables.il représente le choix principal dans les scénarios où la rentabilité est une priorité.

Dans les fluides de forage à format libre de solides et les systèmes horizontaux de puits, le taux d'ajout de formate de sodium est porté entre 15% et 20%, une fourchette largement reconnue comme la norme de l'industrie.Un taux d'addition de 20% peut faire monter la densité d'un liquide à base d'eau claire à 1.11 g/cm3, répondant ainsi aux exigences de forage des réservoirs de pétrole et de gaz à basse pression et des sections horizontales de puits.Cette approche facilite le "forage propre" en minimisant les dommages au réservoir tout en assurant que le taux de récupération de la perméabilité du noyau dépasse 85%. In complex geological formations—such as those encountered in shale gas extraction or salt-cavern gas storage projects—the addition rate may be temporarily increased to between 20% and 30% to specifically enhance wellbore stability and resistance to salt intrusionCependant, une évaluation préalable des risques associés à la dissolution du sel de roche et à la sensibilité au sel est nécessaire dans de tels cas.

Lorsqu'il est utilisé comme agent de pondération, le taux d'addition du formate de sodium est directement corrélé à la densité cible du fluide: une densité de 1 est atteinte.08 g/cm3 nécessite généralement environ 16% de formate de sodiumEn raison des limites des coûts et des plafonds de densité, il est possible d'obtenir une densité de 1,20 g/cm3 avec un taux d'addition de 35%.lorsque la densité requise est supérieure à 1.40 g/cm3, il est recommandé d'incorporer des pondérants inorganiques tels que la barite ou la poudre de minerai de fer au lieu de se fier uniquement au formate de sodium, ce qui entraînerait une augmentation inutile des coûts.

L'ajout sur place doit respecter le principe de "préparer d'abord la solution, mesurer avec précision et ajouter progressivement".Cela empêche des problèmes tels que la dissolution inégale et la précipitation de sel localisée qui peuvent résulter de l'ajout direct de poudre sècheEn même temps, la viscosité, la résistance au cisaillement, la perte de fluide et la densité doivent être surveillées en temps réel.Des essais de récupération par laminage à chaud doivent être effectués pour s'assurer que le dosage est adapté de manière optimale au système de fluide spécifique..