Como agente orgánico de tratamiento de sales altamente eficaz, el formato de sodio cumple múltiples funciones en fluidos de perforación a base de agua, incluida la inhibición del esquisto para prevenir el colapso del pozo,ajuste de la densidad, la protección del depósito y la mejora de la resistencia a altas temperaturas y salinidad.condiciones de formaciónLa dosis convencionalmente recomendada oscila entre el 5% y el 20%, con tasas de aplicación prácticas que generalmente caen entre el 10% y el 20%.La adición excesiva puede llevar fácilmente a daños en la sensibilidad a la sal, el aumento de los costes y las fluctuaciones de las propiedades reológicas, mientras que la insuficiente adición impide que el agente alcance su eficacia deseada.
En los fluidos de perforación convencionales a base de polímeros, el formato de sodio se añade típicamente en un rango de 5% a 10%.estabilizar el pozoEsta dosis es adecuada para pozos verticales y pozos direccionales poco profundos; es compatible con otros agentes de tratamiento, como la goma xantana,Resinas fenólicasEn la actualidad, el uso de los materiales de limpieza de la tierra es muy importante, ya que los materiales de limpieza de la tierra se encuentran en el suelo, en el asfalto emulsionado, y sirve para reducir las pérdidas de fluidos y reforzar la resistencia del barro a la contaminación, manteniendo al mismo tiempo propiedades reológicas estables.representa la opción principal en los escenarios en los que la rentabilidad es una prioridad.
En los fluidos de perforación de formato libre de sólidos y en los sistemas horizontales de pozos, la tasa de adición de formato de sodio se incrementa entre el 15% y el 20%, un rango ampliamente reconocido como el estándar de la industria.Una tasa de adición del 20% puede elevar la densidad de un líquido a base de agua clara a 1.11 g/cm3, cumpliendo así con los requisitos de perforación para depósitos de petróleo y gas a baja presión y secciones horizontales de pozos.Este enfoque facilita la "perforación limpia" al minimizar los daños en el depósito, al tiempo que garantiza que la tasa de recuperación de la permeabilidad del núcleo exceda el 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 intrusionSin embargo, en tales casos se requiere una evaluación previa de los riesgos asociados con la disolución de la sal de roca y la sensibilidad a la sal.
Cuando se utiliza como agente de ponderación, la tasa de adición de formato sódico se correlaciona directamente con la densidad de fluido objetivo: se alcanza una densidad de 1.08 g/cm3 requiere típicamente aproximadamente el 16% de formato sódicoEn el caso de los materiales de construcción, se puede obtener una densidad de 1,20 g/cm3 con una tasa de adición de 35%.cuando la densidad requerida exceda de 1.40 g/cm3, se recomienda incorporar agentes de ponderación inorgánicos, tales como barita o polvo de mineral de hierro, en lugar de basarse únicamente en el formato de sodio, lo que elevaría innecesariamente los costes.
La adición in situ debe cumplir el principio de "preparar primero la solución, medir con precisión y añadir gradualmente".Esto evita problemas como la disolución desigual y la precipitación de sal localizada que pueden surgir de la adición directa de polvo seco.Simultáneamente, la viscosidad, la resistencia al corte, la pérdida de fluido y la densidad deben monitorearse en tiempo real.Se deben realizar ensayos de recuperación por laminado en caliente para garantizar que la dosificación se ajuste de manera óptima al sistema de fluidos específico..
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