OBM-system — formulering og reologiske egenskaper

Oljebasert mudformulering og aldrende væskeegenskaper

Varmrulling ved 190 grader i 16 timer; HTHP væsketapstest ved 190 grader og 3,45 MPa.

Volos™-systemet opprettholder stabile reologiske egenskaper under langvarig statisk eksponering under ekstreme temperaturer. Kombinert med dens tynne filterkakeavsetning, muliggjør den effektiv wireline-logging, kjøring av foringsrør og sementeringsoperasjoner. Den skreddersydde formuleringen minimerer forhøyet ECD, tapt sirkulasjon, fastsittende rør og andre nedihullsfarer, samtidig som den gir beskyttelse for nedihullsverktøy. Gjeldende geologiske profiler: Uttømte reservoarer, sprukne karbonater, tapsutsatte formasjoner.

-Dybdeområde: 3000–5000 m

- Primær borevæske: OBM, utplassert med tapt sirkulasjonsmateriale (LCM)

Raudhatain-feltet i det nordlige Kuwait krever spesialisert borevæsketeknologi for å håndtere utfordringer nedihulls på en sikker måte. Målet er å låse opp hydrokarbonreserver i dype formasjoner og optimalisere forholdene for reserveutnyttelse og utbygging. En konstruert design som passer til formålet muliggjør utvikling av det nedre jura-intervallet samtidig som det reduserer de totale brønnkonstruksjonskostnadene. En strukturert ingeniørløsning ble utplassert for å redusere borerisiko knyttet til det geologiske regimet i nedre jura.

Tre tidligere forskjøvede brønner krevde foringer for å isolere høytrykksformasjoner, og begrenset brønnhullet til en 3⅞-in. drift. Den aktuelle TD-brønnen var planlagt å krysse både høytrykks Najmah-intervaller og utarmede soner. Middle Marrat-seksjonen ble boret i en enkelt 6-in. hullseksjon ved bruk av Managed Pressure Drilling (MPD). Denne utformingen gir en større kompletteringsboring, og reduserer brønnkonstruksjonskostnadene betydelig ved å redusere boresyklustiden og øke driftseffektiviteten.

Konstruert tilpasset væskeløsning for å trygt bore høytrykksskifer (17,0 ppg) og utarmet kalkstein (9,5 ppg) innenfor et enkelt strømningsregime.

Opprettholde reologiske egenskaper mens du reduserer slamvekten etter å ha penetrert høytrykkssonen, noe som muliggjør fortsatt boring i utarmede formasjoner

Redusere risikoen for borehullskollaps og differensialstikking

Bor forlenget horisontal seksjon (3171 fot)

De tre foregående forskyvningsbrønnene krevde foringer for å isolere høytrykksformasjoner, noe som begrenset nedihullsdriften til 3⅞ tommer. Det aktuelle brønnprogrammet retter seg mot både høytrykks Najmah-intervallet og hydrokarbon-mager Middle Marrat-intervall. Managed Pressure Drilling (MPD) ble utplassert for å bore disse intervallene innenfor en enkelt 6-in. hullseksjon. Denne konfigurasjonen reduserer brønnkonstruksjonskostnadene vesentlig ved å redusere riggdagene og gir en større fullføringsdrift for forbedret produksjonsytelse.

Brønnboringsforsterkende teknologi ble implementert med suksess for første gang for å bore høytrykks Najmah-intervallet og utarmet Middle Marrat-kalkstein innenfor den utvidede horisontale profilen i Block ONE, over en målt lengde på 3171 fot. Eliminering av en mellomliggende foringsrørstreng tillot inngang til betalingssonen gjennom en 6-kant. borehull, i stedet for å fullføre reservoaret over en begrenset 3⅞‑in. gjørmefylt hull. Dette øker betydelig potensielle produksjonsrater. Ingen alvorlige ustabilitetshendelser i brønnhullet ble registrert under boring i dette intervallet. Brønnens totale syklustid kom under 50 % av den raskeste av de tre offsetbrønnene, som ble boret med to separate hullstørrelser (Figur 2).

Nanostabilisert tapt sirkulasjonsadditiv med submikron partikler er formulert for å forbedre brønnboringsforsterkende ytelse. Det øker behandlingseffektiviteten, optimerer filterkakekvaliteten og reduserer væskens HTHP-væsketap ytterligere. DISC: NAF-tetthetsstyring over dette intervallet krevde detaljert planlegging og ingeniørdesign.

- Boring for dette intervallet startet med en slamvekt på 17,0 ppg på toppen av seksjonen, og deretter redusert til 9,5 ppg for å bore det uttømte Middle Marrat-reservoaret.

-En operasjonsplan ble utviklet og utført for å redusere utvasking av borehull og innsnevring av hull i den åpne hullseksjonen. Under boring ble det påført fortynning med uvektet fersk forhåndsblandingsvæske og samtidig additivbehandling for å opprettholde konsentrasjonen av bro-/forseglingspakken (Figur 1).

-Newpark Fluid Systems erfarne tekniske team sørget for tilsyn og operasjonell ledelse på stedet.

Testtilstand: Varmerulling ved 150 grader i 16 timer · Olje/vann-forhold 80:20 · Testtemperatur 65 grader

Tabell 1 - Formulering

Tabell 2 - Egenskaper for reologi og brønnkontroll

Ultra-HTHP offshore boring pålegger alvorlige tekniske begrensninger. Ikke-vandige væsker har lenge vært standardalternativet for disse fiendtlige nedihullsmiljøene, på grunn av deres robuste termiske stabilitet. Fremskritt innen polymervitenskap har imidlertid utvidet driftsrammene for vannbaserte borevæsker (WBDF) i slike ekstreme regimer.

Det første ultra-HTHP offshore-gassfeltet i Sør-Kinahavet har bunnhullsforhold på 190–197 grader, væsketetthet på 2,30–2,35 sg, en tett trykkmargin på 0,07–0,10 sg, CO₂/H₂S-tilstrømningsrisiko og maksimal hullvinkel på 53 grader. Mottakelighet for tap under overflaten krevde en vannbasert væskedesign for operatøren. Ingen analog feltprioritet eksisterer globalt for retningsbestemte ultra-HTHP-brønner, spesielt for brønn-TD-er på over 5000 m.

Dette arbeidet beskriver formuleringsdesign og feltdistribusjon av et tilpasset WBDF-system på tvers av tre ultra-HTHP-brønner. Et komplett laboratorietestprogram kombinert med modellering før jobb ga en væske med kontrollert reologi, vedvarende termisk stabilitet og pålitelig suspensjon av vektingsmiddel. Feltutførelsesprotokoller er dokumentert, sammen med veier for fremtidig ytelsesoptimalisering under disse ekstreme nedihullsforholdene.

Barittsag representerer en primær sviktmodus for væskesystemer med høy tetthet. Formuleringsinnstilling ga en statisk sagfaktor (SF) under 0,53 etter 5 dagers statisk aldring ved 200 grader, og validerte stabiliteten under forlenget statisk eksponering ved høye temperaturer. Denne karakteriseringen dekker væskens reologiske respons og termiske utholdenhet, og beviser dens kapasitet til å undertrykke operasjonelle farer og bevare borehullsintegriteten innenfor ultra-HTHP

miljøer.

Den objektive lønnen er tett sandstein med lav permeabilitet, som introduserte vannblokkering som en kjernedesignbegrensning. Misforhold mellom baryttpartikkelstørrelse og reservoarporehalser forsterker risikoen for formasjonsskade. Flere kjemiske reduksjonsruter ble evaluert; et skreddersydd overflateaktivt middel ble valgt for feltutrulling. Dette overflateaktive stoffet undertrykker grenseflatespenningen ved ultrahøye temperaturer, demper vannblokkering og opprettholder reservoarkompatibilitet.

Additivt utvalg underbygget væskestabilitetskontroll, HTHP-undertrykkelse av væsketap og sikring av borehullsintegritet gjennom hele kampanjen. Feltresultatene bekrefter at denne trinnvise endringen i WBDF-teknologi forbedrer operasjonell effektivitet og sikkerhet for ultra-HTHP offshore-boring. Saken leverer praktisk ingeniørlæring og feltprøvde løsninger, som støtter mer effektiv, bærekraftig olje- og gassutvikling.

Den vestlige regionen av Tarim-bassenget er et typisk dypt og ultradypt olje- og gassreservoar med komplekse geologiske forhold i Kina. Dette området inkluderer et tykt salt-gipslag, høytrykks saltlakelag og andre formasjoner med høyt trykk og et komplekst trykksystem. Disse geologiske egenskapene byr på utfordringer som høy risiko for borevæskeforurensning av formasjonsvæsker, dyp nedgraving av subsaltreservoarer, høye temperaturer og vanskeligheter med å designe borevæsker. I denne artikkelen ble det utviklet et dieseloljebasert bore- og kompletteringsvæskesystem som er motstandsdyktig mot 220 grader ultrahøye temperaturer med en tetthet på 2,60 g/cm³, ved å systematisk screene og optimalisere viktige tilsetningsstoffer. Den samlede ytelsen ble evaluert. Ved å bruke en uavhengig utviklet høytemperaturemulgator (BZ-PSE), en organisk modifisert litiumsilikatviskositetsmodifikator (BZ-CHT), og sammensatte væsketapsreduserende midler (BZ-OLG/BZ-OSL), opprettholdt systemet utmerket reologisk stabilitet (flytegrense > 4,3 Pa) og filtreringstapskapasitet til og med etter 4THP-kontrollkapasitet (HP 4THP). 220 grader. Systemet demonstrerte motstand mot forurensning med 30–50 % kompositt saltlake, 15 % salt-gips-kaks og 10 % sement, noe som beviser dets evne til effektivt å håndtere ekstremt tykk gjørmeskifer, salt-gipslag og høytrykkslake. Feltforsøk ble utført i brønnene GL 3C, DB X, Boz 13X og Boz 3X. Resultatene indikerte at de høytemperatur, høytetthetsdieseloljebaserte borevæskene og kompletteringsvæskene effektivt kan møte de tekniske utfordringene som utgjøres av brønnhullets ustabilitet i tykke salt-gips-lag, høytrykks saltvannsinvasjon og ytelsesforringelse under ekstremt høye temperaturforhold, og gir pålitelig teknisk støtte for sikker og effektiv boring.

Tlamatini-feltet, oppdaget i 2019, inneholder betydelige forekomster av olje og gass på grunt vann utenfor kysten av delstaten Tabasco, Mexico. Området er kjent for fullstendig tap av sirkulasjon i enkelte intervaller, ustabilitet i brønnhull, svært permeable formasjoner, gasstilstrømning forverret av variasjoner i poretrykk og hyppige fastsittende rør på grunn av differensialtrykk. Disse utfordringene fører typisk til ekstra kostnader på grunn av ekstra væskematerialekrav, ekstra foringsrør og lengre boretider.

Da Impact Fluids-teamet ankom riggen, opplevde operasjonene totalt sirkulasjonstap i delen av 26-in. intervall fra 565 til 1 000 m (1 850 til 3 280 fot) MD hvor den uregelmessige bruddgradienten var så lav som 1,16 sg (9,68 lb/gal) enkelte steder. Mens du borer 26-in. intervall med en hemmende polymer vannbasert borevæske, ble slamvekten økt fra 1,16 til 1,20 sg (9,68 til 10 lb/gal). 20-in. foringsrøret satt fast og sementert ved 565 m MD. Alternativene var: 1) å kjøre et offerforingsrør fra 565 til 1000 m MD eller 2) fortsette å bore 16-in. intervall fra 1 000 til 1 680 m (3 280 til 5 510 fot) MD mens du øker slamvekten fra 1,25 til 1,33 sg (10,4 til 11,1 lb/gal). Den høyere slamvekten under de eksisterende forholdene vil helt sikkert utløse ytterligere ustabilitet i brønnhullet, gasstilstrømning, fastsittende rør og sette muligheten til å fullføre 16-in i fare. intervall til 1.680 m.

Det første trinnet var å kontrollere den tapte sirkulasjonen og styrke brønnhullet med FLC®-produkter og LCP 2000®-piller. I løpet av den første dagen løste FLC® SUPREME- og FLC® EXTREME-piller det totale tapte sirkulasjonsproblemet i 26-in. intervall.

Det andre trinnet var å bore intervallet 1000 til 1680 gjennom de svært permeable midtre og nedre pliocenformasjonene ved å bruke FLC 2000® brønnhullstabilisator tilsatt den oljebaserte borevæsken for å effektivt tette formasjonsporene og isolere brønnhullet fra formasjonstrykkvariasjonene. Etter hvert stativ ble piller med FLC®-brønnboringsstabilisatorprodukter kjørt for å forbedre brønnhullsskjermingen. Borehullsskjermingen isolerte effektivt borehullet fra formasjonstilstrømningene og dempet gassmigrasjonsproblemene sammen med reduserte risikoen for slamtap som førte til ustabilitet i borehullet og differensiell klebing.

Tre FLC®-piller stoppet den totale tapte sirkulasjonen i 26-in. intervall på mindre enn en dag. 16-in. intervallet ble boret på 6 dager med null slamtap og minimal utvasking ved å tilsette FLC 2000® til borevæsken og FLC® SUPREME-piller for å forbedre brønnhullsskjermingen ytterligere. Gjennomsnittlig ROP var 40 m/t og 1200 psi differensialtrykk. Brønnen ble vellykket boret til programmert dybde uten å kreve et offerforingsrør fra 565 til 1000 m.

Last ned