Was ist die empfohlene Zugabemenge für Natriumformiat in Bohrspülungen?

Als hochwirksames organisches Salzreinigungsmittel erfüllt Natriumformat in wasserbasierten Bohrflüssigkeiten mehrere Funktionen, darunter Schieferhemmung zur Verhinderung von Brunnenkollaps,Dichteanpassung, Schutz des Speichers und Verbesserung der Widerstandsfähigkeit gegen hohe Temperaturen und Salzgehalt.BildungszuständeDie herkömmlich empfohlene Dosierung liegt zwischen 5% und 20%, wobei die praktische Anwendung in der Regel zwischen 10% und 20% liegt.Übermäßige Zugabe kann leicht zu Salzempfindlichkeitsschäden führen, erhöhte Kosten und Schwankungen der rheologischen Eigenschaften, während eine unzureichende Zugabe verhindert, dass das Mittel seine beabsichtigte Wirksamkeit erreicht.

In herkömmlichen Bohrflüssigkeiten auf Polymerbasis wird Natriumformat typischerweise im Bereich von 5% bis 10% zugesetzt.Stabilisierung der BohrstelleDiese Dosierung eignet sich für vertikale und flache Richtungsbrunnen; sie ist kompatibel mit anderen Behandlungsmitteln wie Xanthangummi,PhenolharzeDer Schlamm ist in der Regel mit einer hohen Temperatur ausgestattet, was dazu führt, dass der Schlamm nicht mehr zu stark verunreinigt wird.Es stellt die allgemeine Wahl in Szenarien dar, in denen die Kosteneffizienz eine Priorität ist.

In Bohrflüssigkeiten mit feststofffreiem Format und in horizontalen Bohrsystemen wird der Zusatz von Natriumformat auf 15% bis 20% erhöht, ein Bereich, der allgemein als Industriestandard anerkannt wird.Bei einer Zugabe von 20% kann die Dichte einer klaren Wasserflüssigkeit auf 1 erhöht werden..11 g/cm3, wodurch die Bohranforderungen für Niederdruck-Öl- und Gasreservoirs und horizontale Bohrungsbereiche erfüllt werden.Dieser Ansatz erleichtert das "saubere Bohren" durch Minimierung der Schäden am Reservoir und gewährleistet gleichzeitig eine Rückgewinnung der Kerndurchlässigkeit von über 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 intrusionIn solchen Fällen ist jedoch eine vorherige Bewertung der Risiken im Zusammenhang mit der Auflösung von Gesteinssalz und der Salzempfindlichkeit erforderlich.

Bei Verwendung als Gewichtungsmittel korreliert die Additionsrate von Natriumformat direkt mit der Zielflüssigkeitsdichte, wobei eine Dichte von 1 erreicht wird.Für die Verwendung von Natriumformat ist eine Menge von etwa 16 g/cm3 erforderlich.• 1,11 g/cm3 erfordern etwa 20%; und eine Dichte von 1,20 g/cm3 kann mit einer Zusatzzinsspanne von 35% erreicht werden.wenn die erforderliche Dichte 1 übersteigtEs wird empfohlen, anorganische Gewichtungsmittel wie Barit oder Eisenerzpulver einzubeziehen, anstatt sich ausschließlich auf Natriumformat zu verlassen, was die Kosten unnötig erhöhen würde.

Bei der Zugabe vor Ort muss das Prinzip "zuerst die Lösung vorzubereiten, genau zu messen und schrittweise hinzuzufügen" eingehalten werden. Vorzugsweise sollte eine 50%ige wässrige Lösung zubereitet und langsam hinzugefügt werden.Dies verhindert Probleme wie ungleichmäßige Auflösung und lokalisierte Salzniederschläge, die durch die direkte Zugabe von Trockenpulver entstehen könnenGleichzeitig müssen Viskosität, Scherfestigkeit, Flüssigkeitsverlust und Dichte in Echtzeit überwacht werden.Es sollten Erholungstests durch Warmwalzen durchgeführt werden, um sicherzustellen, dass die Dosierung optimal an das spezifische Flüssigkeitssystem angepasst wird..