Sistem OBM — Formulare și proprietăți reologice

Formula de nămol pe bază de ulei și proprietăți fluide îmbătrânite

Încălzire rulare la 190 de grade timp de 16 ore; Test de pierdere de lichid HTHP la 190 de grade și 3,45 MPa.

Sistemul Volos™ menține proprietăți reologice stabile în timpul expunerii statice prelungite la temperaturi extreme. Combinat cu depunerea sa subțire a turtei de filtru, permite operațiuni eficiente de înregistrare a firului, rularea carcasei și operațiuni de cimentare. Formula sa personalizată minimizează ECD crescut, pierderea circulației, țevi blocate și alte pericole de foraj, oferind în același timp protecție pentru uneltele de fund. Profile geologice aplicabile: rezervoare epuizate, carbonați fracturați, formațiuni predispuse la pierderi.

-Interval de adâncime: 3000–5000 m

- Fluid de foraj primar: OBM, desfășurat cu material de circulație pierdută (LCM)

Câmpul Raudhatain din nordul Kuweitului necesită o tehnologie specializată pentru fluide de foraj pentru a aborda în siguranță provocările de fond. Obiectivul este deblocarea rezervelor de hidrocarburi în formațiunile adânci și optimizarea condițiilor de exploatare și dezvoltare a rezervelor. Un design proiectat, potrivit scopului, permite dezvoltarea intervalului Jurasic inferior, reducând în același timp costul general de construcție a puțului. A fost implementată o soluție de inginerie structurată pentru a atenua riscurile de foraj asociate cu regimul geologic din Jurasicul inferior.

Trei puțuri compensate anterioare au necesitat căptușeli pentru a izola formațiunile de înaltă presiune, limitând forajul la un 3⅞-in. derivă. Sonda TD subiect a fost planificată să traverseze atât intervalele Najmah de înaltă presiune, cât și zonele epuizate. Secțiunea Middle Marrat a fost forată într-un singur 6-in. secțiunea găurii folosind Managed Pressure Drilling (MPD). Acest design oferă o gaură de finalizare mai mare, reducând semnificativ cheltuielile de construcție a puțurilor prin reducerea timpului ciclului de foraj și creșterea eficienței operaționale.

Soluție fluidă personalizată proiectată pentru forarea în siguranță a șisturilor de înaltă presiune (17,0 ppg) și a calcarului epuizat (9,5 ppg) într-un singur regim de curgere.

Menține proprietățile reologice, reducând în același timp greutatea noroiului după pătrunderea în zona de înaltă presiune, permițând forarea continuă în formațiunile epuizate

Reduceți riscurile de colaps al forajului și lipirea diferențialului

Găuriți secțiune orizontală extinsă (3.171 ft)

Cele trei sonde de compensare anterioare au necesitat căptușeli pentru a izola formațiunile de înaltă presiune, ceea ce a limitat deriva din foră la 3⅞ inci. Programul de sondă vizat vizează atât intervalul Najmah de înaltă presiune, cât și intervalul Middle Marrat cu hidrocarburi slabe. Managed Pressure Drilling (MPD) a fost implementat pentru a găuri aceste intervale într-un singur 6-in. secțiunea găurii. Această configurație reduce semnificativ costurile de construcție prin reducerea zilelor de instalație și oferă o deviere de finalizare mai mare pentru o performanță de producție îmbunătățită.

Tehnologia de consolidare a sondei a fost implementată cu succes pentru prima dată pentru a fora intervalul Najmah de înaltă presiune și calcarul Middle Marrat epuizat în profilul orizontal extins din Block ONE, pe o lungime măsurată de 3.171 ft. Eliminarea unui șir intermediar de tubaj a permis intrarea în zona de plată printr-un 6-inch. gaura de foraj, mai degrabă decât completarea rezervorului printr-un 3⅞-in restricționat. gaură plină de noroi. Acest lucru crește semnificativ ratele de producție potențiale. Nu au fost înregistrate evenimente severe de instabilitate a sondei în timpul forajului în acest interval. Durata totală a ciclului sondei a fost sub 50% din cea mai rapidă dintre cele trei sonde compensate, care au fost forate cu două dimensiuni de găuri separate (Figura 2).

Aditivul de circulație pierdută nanostabilizat cu particule submicronice este formulat pentru a îmbunătăți performanța de consolidare a sondei. Mărește eficiența tratamentului, optimizează calitatea turtei de filtrare și reduce și mai mult pierderile de fluid HTHP ale fluidului. DISC: Gestionarea densității NAF în acest interval a necesitat planificare detaliată și proiectare inginerească.

-Forajul pentru acest interval a început la o greutate a noroiului de 17,0 ppg în partea de sus a secțiunii, apoi a fost redusă la 9,5 ppg pentru a fora rezervorul epuizat de Middle Marrat.

-A fost elaborat și executat un plan operațional pentru a atenua spălarea găurii și constrângerea găurilor în secțiunea găurii deschise. În timpul forajului, s-au aplicat diluția cu fluid pre-amestec proaspăt neponderat și tratament concomitent cu aditivi pentru a menține concentrația pachetului de punte/etanșare (Figura 1).

-Echipa tehnică cu experiență a Newpark Fluid System a asigurat supravegherea la fața locului și managementul operațional.

Condiție de testare: Laminare la căldură la 150 de grade timp de 16 ore · Raport ulei/apă 80:20 · Temperatura de testare 65 de grade

Tabel 1 - Formulare

Tabelul 2 - Reologie și proprietăți pentru controlul puțurilor

Forajul offshore Ultra-HTHP impune constrângeri tehnice severe. Fluidele non-apoase au fost mult timp opțiunea implicită pentru aceste medii ostile de fund, datorită stabilității lor termice robuste. Cu toate acestea, progresele în știința polimerilor au extins nivelul de operare pentru fluidele de foraj pe bază de apă (WBDF) în astfel de regimuri extreme.

Primul zăcământ de gaz offshore ultra-HTHP din Marea Chinei de Sud prezintă condiții de fund de 190–197 de grade, densitate a fluidului de 2,30–2,35 sg, o marjă de presiune strânsă de 0,07–0,10 sg, risc de aflux CO₂/H₂S și unghi maxim de găuri de 53. Susceptibilitatea la pierderea subterană a impus un design fluid pe bază de apă pentru operator. Nu există o prioritate de câmp analogă la nivel global pentru sondele direcționale ultra-HTHP, în special pentru sondele TD de peste 5000 m.

Această lucrare detaliază proiectarea formulării și implementarea pe teren a unui sistem WBDF personalizat în trei sonde ultra-HTHP. Un program complet de teste de laborator, cuplat cu modelarea înainte de muncă, a furnizat un fluid cu reologie controlată, stabilitate termică susținută și suspensie fiabilă de agent de ponderare. Protocoalele de execuție pe teren sunt documentate, împreună cu căi pentru optimizarea viitoare a performanței în aceste condiții extreme de fund de puț.

Sag-ul baritului reprezintă un mod primar de eroare pentru sistemele cu fluide de înaltă densitate. Ajustarea formulării a produs un factor de scădere static (SF) sub 0,53 după 5 zile de îmbătrânire statică la 200 de grade, validând stabilitatea în timpul expunerii statice prelungite la temperatură înaltă. Această caracterizare acoperă răspunsul reologic al fluidului și rezistența termică, demonstrând capacitatea acestuia de a suprima pericolele operaționale și de a păstra integritatea sondei în ultra-HTHP.

medii.

Salariul obiectiv este gresia etanșă cu permeabilitate scăzută, care a introdus blocarea apei ca o constrângere de bază de proiectare. Nepotrivirea între dimensiunea particulelor de baritic și gâturile porilor rezervorului a amplificat riscul de deteriorare a formării. Au fost evaluate mai multe căi de atenuare chimică; a fost selectat un surfactant adaptat pentru lansarea pe teren. Acest surfactant suprimă tensiunea interfacială la temperaturi ultra-înalte, atenuând blocarea apei și menținând compatibilitatea rezervorului.

Selectarea aditivilor a susținut controlul stabilității fluidului, suprimarea pierderilor de fluid HTHP și asigurarea integrității sondei pe tot parcursul campaniei. Rezultatele de teren confirmă faptul că această schimbare de pas în tehnologia WBDF îmbunătățește eficiența operațională și siguranța pentru forajul offshore ultra-HTHP. Cazul oferă învățături de inginerie acționabile și soluții dovedite pe teren, susținând o dezvoltare mai eficientă și durabilă a petrolului și gazelor.

Regiunea de vest a bazinului Tarim este un rezervor tipic de petrol și gaze adânc și ultra-adânc, cu condiții geologice complexe în China. Această zonă include un strat gros de sare-gips, straturi de saramură de înaltă presiune și alte formațiuni cu presiuni ridicate și un sistem de presiune complex. Aceste caracteristici geologice prezintă provocări, cum ar fi un risc ridicat de contaminare a fluidelor de foraj cu fluidele de formare, îngroparea adâncă a rezervoarelor de subsare, temperaturi ridicate și dificultate în proiectarea fluidelor de foraj. În această lucrare, prin selectarea și optimizarea sistematică a aditivilor cheie, a fost dezvoltat un sistem de fluid de foraj și completare pe bază de motorină, rezistent la temperaturi ultra-înalte de 220 de grade, cu o densitate de 2,60 g/cm³. Performanța generală a fost evaluată. Folosind un emulgator la temperatură înaltă dezvoltat independent (BZ-PSE), un modificator de vâscozitate din silicat de litiu modificat organic (BZ-CHT) și reductori combinați de pierderi de fluid (BZ-OLG/BZ-OSL), sistemul a menținut o stabilitate reologică excelentă (punct de curgere > 4,3 Pa) și capacitatea de control al filtrarii (LTH) chiar și după o capacitate de control al fluidului de filtrare

Câmpul Tlamatini, descoperit în 2019, conține zăcăminte semnificative de petrol și gaze în ape puțin adânci în largul coastei statului Tabasco, Mexic. Zona este remarcată pentru pierderea completă a circulației în anumite intervale, instabilitatea sondei, formațiunile foarte permeabile, afluxurile de gaze agravate de variațiile presiunii porilor și țevile blocate frecvent din cauza presiunilor diferențiale. Aceste provocări duc în mod obișnuit la costuri suplimentare din cauza cerințelor suplimentare de materiale fluide, a cursurilor suplimentare de carcasa și a timpilor de forare mai lungi.

Când echipa Impact Fluids a ajuns la platformă, operațiunile înregistrau o pierdere totală a circulației în porțiunea de 26 inci. interval de la 565 la 1.000 m (1.850 la 3.280 ft) MD unde gradientul de fractură neregulat a fost de până la 1,16 sg (9,68 lb/gal) pe alocuri. În timp ce găuriți dispozitivul de 26 in. cu un fluid de foraj pe bază de apă polimer inhibitor, greutatea noroiului a fost crescută de la 1,16 la 1,20 sg (9,68 la 10 lb/gal). Cel de 20 in. cursa carcasei a fost blocată și cimentată la 565 m DM. Opțiunile au fost: 1) să ruleze o carcasă de sacrificiu de la 565 la 1.000 m MD sau 2) să continue forarea 16-in. interval de la 1.000 la 1.680 m (3.280 la 5.510 ft) MD în timp ce greutatea noroiului crește de la 1,25 la 1,33 sg (10,4 la 11,1 lb/gal). Greutatea mai mare a noroiului în condițiile existente ar declanșa cu siguranță instabilitate suplimentară a sondei, afluxuri de gaze, conducte blocate și ar periclita capacitatea de a finaliza 16 inchi. interval la 1.680 m.

Primul pas a fost controlul circulației pierdute și consolidarea sondei cu produse FLC® și pilula LCP 2000®. În timpul primei zile, pastilele FLC® SUPREME și FLC® EXTREME au remediat problema circulației totale pierdute în 26-in. interval.

Al doilea pas a fost forarea intervalului de la 1000 la 1680 prin formațiunile pliocene medii și inferioare foarte permeabile folosind stabilizatorul de sondă FLC 2000® adăugat la fluidul de foraj pe bază de petrol pentru a etanșa eficient porii de formare și a izola sondele de variațiile de presiune a formării. După fiecare stand, s-au aplicat pastile de produse de stabilizare a sondei FLC® pentru a spori ecranarea sondei. Ecranarea sondei a izolat eficient sonda de foraj de afluxuri și a atenuat problemele de migrare a gazelor, împreună cu reducerea riscului de pierderi de noroi care să conducă la instabilitatea sondei și lipirea diferențială.

Trei pastile FLC® au oprit circulația totală pierdută în 26-in. interval în mai puțin de o zi. Modelul de 16 in. intervalul a fost forat în 6 zile cu pierderi zero de noroi și spălare minimă prin adăugarea de FLC 2000® la fluidul de foraj și pastile FLC® SUPREME pentru a îmbunătăți și mai mult ecranarea sondei. ROP medie a fost de 40 m/h și presiune diferențială de 1200 psi. Sonda a fost forată cu succes la adâncimea programată, fără a necesita o carcasă de sacrificiu de la 565 la 1.000 m.

Descărcați