OBM System — Formulering & reologiska egenskaper

Oljebaserad lerberedning och åldrade vätskeegenskaper

Värmrulla vid 190 grader i 16 timmar; HTHP vätskeförlusttest vid 190 grader och 3,45 MPa.

Volos™-systemet bibehåller stabila reologiska egenskaper under långvarig statisk exponering under extrema temperaturer. I kombination med dess tunna filterkakaavlagring möjliggör den effektiv loggning av trådar, drift av hölje och cementering. Dess skräddarsydda formulering minimerar förhöjd ECD, förlorad cirkulation, fastnat rör och andra faror i borrhålet, samtidigt som det ger skydd för verktyg i borrhålet. Tillämpliga geologiska profiler: Utarmade reservoarer, spruckna karbonater, förlustbenägna formationer.

-Djupområde: 3000–5000 m

-Primär borrvätska: OBM, utplacerad med förlorat cirkulationsmaterial (LCM)

Raudhatainfältet i norra Kuwait kräver specialiserad borrvätsketeknik för att på ett säkert sätt hantera utmaningar i borrhålet. Målet är att låsa upp kolvätereserver i djupa formationer och optimera förutsättningarna för reservexploatering och exploatering. En konstruerad design som passar för ändamålet möjliggör utveckling av det nedre juraintervallet samtidigt som den totala brunnskonstruktionskostnaden reduceras. En strukturerad ingenjörslösning användes för att mildra borrisker förknippade med den nedre jura geologiska regimen.

Tre tidigare förskjutna brunnar krävde foder för att isolera högtrycksformationer, vilket begränsar borrhålet till 3⅞-tum. drift. Den aktuella TD-brunnen planerades att passera både högtrycks Najmah-intervall och utarmade zoner. Middle Marrat-sektionen borrades i en enda 6-in. hålsektion med Managed Pressure Drilling (MPD). Denna design ger ett större kompletteringshål, vilket avsevärt minskar utgifterna för brunnskonstruktion genom att minska borrcykeltiden och öka driftseffektiviteten.

Konstruerad anpassad vätskelösning för att säkert borra högtrycksskiffer (17,0 ppg) och utarmad kalksten (9,5 ppg) inom ett enda flöde.

Bibehåll reologiska egenskaper samtidigt som du minskar slamvikten efter att ha penetrerat högtryckszonen, vilket möjliggör fortsatt borrning i utarmade formationer

Minska riskerna för borrhålskollaps och differentialfastsättning

Borra förlängd horisontell sektion (3 171 fot)

De tre föregående förskjutna brunnarna krävde liners för att isolera högtrycksformationer, vilket begränsade driften i borrhålet till 3⅞ tum. Det aktuella brunnprogrammet riktar sig till både högtrycks Najmah-intervallet och kolvätemagra Middle Marrat-intervall. Managed Pressure Drilling (MPD) användes för att borra dessa intervall inom en enda 6-tums. hålsektion. Denna konfiguration sänker byggnadskostnaderna för brunnar väsentligt genom att minska riggdagarna och ger en större färdigställandedrift för förbättrad produktionsprestanda.

Förstärkningsteknik för brunnsborrning användes framgångsrikt för första gången för att borra Najmah-intervallet med högt tryck och utarmad Middle Marrat-kalksten inom den förlängda horisontella profilen i Block ONE, över en uppmätt längd av 3 171 fot. Eliminering av en mellanliggande höljessträng tillät inträde till betalzonen genom en 6-kant. borrhål, snarare än att fylla reservoaren över en begränsad 3⅞‑in. lerfyllt hål. Detta höjer avsevärt den framtida produktionstakten. Inga allvarliga instabilitetshändelser i borrhålet registrerades under borrningen av detta intervall. Brunnens totala cykeltid kom under 50 % av den snabbaste av de tre förskjutna brunnarna, som borrades med två separata hålstorlekar (Figur 2).

Nanostabiliserad tillsats för förlorad cirkulation med submikrona partiklar är formulerad för att förbättra borrhålsförstärkande prestanda. Det ökar behandlingseffektiviteten, optimerar filterkakans kvalitet och minskar vätskans HTHP-vätskeförlust ytterligare. DISC: NAF-densitetshantering över detta intervall krävde detaljerad planering och ingenjörsdesign.

- Borrning för detta intervall började med en lervikt på 17,0 ppg på toppen av sektionen, och minskade sedan till 9,5 ppg för att borra den utarmade Middle Marrat-reservoaren.

-En verksamhetsplan utvecklades och genomfördes för att mildra borrhålsspolning och hålförträngning i öppethålssektionen. Under borrning applicerades utspädning med oviktad färsk förblandningsvätska och samtidig tillsatsbehandling för att upprätthålla koncentrationen av överbryggnings-/förseglingspaketet (Figur 1).

-Newpark Fluid Systems erfarna tekniska team tillhandahöll övervakning och driftledning på plats.

Testvillkor: Värmerullning vid 150 grader i 16 timmar · Olja/vattenförhållande 80:20 · Testtemperatur 65 grader

Tabell 1 - Formulering

Tabell 2 - Egenskaper för reologi och brunnskontroll

Ultra-HTHP offshore-borrning medför allvarliga tekniska begränsningar. Icke-vattenhaltiga vätskor har länge varit standardalternativet för dessa fientliga miljöer i borrhålet, på grund av deras robusta termiska stabilitet. Framsteg inom polymervetenskapen har emellertid utökat arbetsutrymmet för vattenbaserade borrvätskor (WBDF) i sådana extrema förhållanden.

Det första ultra-HTHP offshore-gasfältet i Sydkinesiska havet har bottenhålsförhållanden på 190–197 grader, vätskedensitet på 2,30–2,35 sg, en snäv tryckmarginal på 0,07–0,10 sg, CO₂/H₂S-inflödesrisk och maximal hålvinkel på 53 grader. Mottaglighet för förlust under ytan krävde en vattenbaserad vätskedesign för operatören. Ingen analog fältföreträde existerar globalt för ultra-HTHP-riktade brunnar, särskilt för brunns TDs på över 5000 m.

Detta arbete beskriver formuleringsdesignen och fältdistributionen av ett anpassat WBDF-system över tre ultra-HTHP-brunnar. Ett komplett laboratorietestprogram i kombination med modellering före jobbet gav en vätska med kontrollerad reologi, bibehållen termisk stabilitet och tillförlitlig suspension av vägningsmedlet. Fältutförandeprotokoll är dokumenterade, tillsammans med vägar för framtida prestandaoptimering under dessa extrema förhållanden nere i borrhålet.

Barytsänkning representerar ett primärt felläge för högdensitetsvätskesystem. Formuleringsjustering gav en statisk sänkningsfaktor (SF) under 0,53 efter 5 dagars statisk åldring vid 200 grader, vilket validerade stabiliteten under långvarig statisk exponering vid hög temperatur. Denna karakterisering täcker vätskans reologiska respons och termiska uthållighet, vilket bevisar dess förmåga att undertrycka driftsrisker och bevara borrhålsintegriteten inom ultra-HTHP

miljöer.

Den objektiva lönen är tät sandsten med låg permeabilitet, vilket introducerade vattenblockering som en grundläggande designbegränsning. Oöverensstämmelse mellan barytpartikelstorlek och reservoarporhalsar förstärker risken för bildningsskador. Flera kemiska begränsningsvägar utvärderades; ett skräddarsytt ytaktivt ämne valdes ut för fältutrullning. Detta ytaktiva ämne undertrycker gränsytspänningen vid ultrahöga temperaturer, dämpar vattenblockering och bibehåller reservoarkompatibilitet.

Additivt val underbyggde vätskestabilitetskontroll, HTHP-vätskeförlustdämpning och garanti för borrhålsintegritet under hela kampanjen. Fältresultaten bekräftar att denna stegvisa förändring i WBDF-teknik förbättrar operativ effektivitet och säkerhet för ultra-HTHP offshore-borrning. Fallet levererar praktiska tekniska lärdomar och fältbeprövade lösningar, som stödjer en mer effektiv, hållbar olje- och gasutveckling.

Den västra regionen av Tarimbassängen är en typisk djup och ultradjup olje- och gasreservoar med komplexa geologiska förhållanden i Kina. Detta område inkluderar ett tjockt salt-gipslager, högtryckssaltlager och andra formationer med höga tryck och ett komplext trycksystem. Dessa geologiska egenskaper innebär utmaningar som en hög risk för förorening av borrvätskor av formationsvätskor, den djupa nedgrävningen av subsaltreservoarer, höga temperaturer och svårigheter att utforma borrvätskor. I detta dokument utvecklades ett dieseloljebaserat borr- och kompletteringsvätskesystem som är resistent mot 220 graders ultrahöga temperaturer med en densitet på 2,60 g/cm³, genom att systematiskt screena och optimera viktiga tillsatser. Den övergripande prestationen utvärderades. Genom att använda en oberoende utvecklad högtemperaturemulgeringsmedel (BZ-PSE), en organiskt modifierad litiumsilikatviskositetsmodifierare (BZ-CHT) och sammansatta vätskeförlustreducerande medel (BZ-OLG/BZ-OSL), bibehöll systemet utmärkt reologisk stabilitet (sträckgräns > 4,3 Pa) och filtreringsförlustkontrollkapacitet efter 4THP (H) även efter filtreringsförlustmängd (HP). 220 grader. Systemet visade en motståndskraft mot kontaminering av 30–50 % kompositsaltlösning, 15 % salt-gipsstickling och 10 % cement, vilket bevisar dess förmåga att effektivt hantera extremt tjock lerskiffer, salt-gipslager och högtryckssaltlösning. Fälttester utfördes i brunnarna GL 3C, DB X, Boz 13X och Boz 3X. Resultaten indikerade att de högtemperatur-, högdensitets-dieseloljebaserade borrvätskorna och kompletteringsvätskorna effektivt kan hantera de tekniska utmaningarna som orsakas av borrhålsinstabilitet i tjocka salt-gipslager, invasion av högtryckssaltlösning och prestandaförsämring under ultrahöga temperaturförhållanden, vilket ger tillförlitligt komplext tekniskt stöd för säkra och effektiva borrningar.

Tlamatini Field, upptäckte 2019, innehåller betydande fyndigheter av olja och gas i grunt vatten utanför kusten i delstaten Tabasco, Mexiko. Området är noterat för fullständig förlust av cirkulation i vissa intervall, instabilitet i borrhålet, mycket permeabla formationer, gasinflöde som förvärras av variationer i portrycket och ofta fastnat rör på grund av differentialtryck. Dessa utmaningar leder vanligtvis till extra kostnader på grund av ytterligare vätskematerialkrav, extra foderkörningar och längre borrtider.

När Impact Fluids-teamet anlände till riggen upplevde verksamheten en total förlust av cirkulation i delen av 26-in. intervall från 565 till 1 000 m (1 850 till 3 280 fot) MD där den oregelbundna frakturgradienten var så låg som 1,16 sg (9,68 lb/gal) på sina ställen. Medan du borrar 26-in. intervall med en hämmande polymer vattenbaserad borrvätska, ökades slamvikten från 1,16 till 1,20 sg (9,68 till 10 lb/gal). 20-in. höljesloppet fastnade och cementerades vid 565 m MD. Alternativen var: 1) att köra ett offerhölje från 565 till 1 000 m MD eller 2) fortsätta att borra 16-in. intervall från 1 000 till 1 680 m (3 280 till 5 510 fot) MD samtidigt som lervikten ökas från 1,25 till 1,33 sg (10,4 till 11,1 lb/gal). Den högre lervikten under de befintliga förhållandena skulle säkert utlösa ytterligare instabilitet i borrhålet, gasinflöden, fastnat rör och äventyra förmågan att slutföra 16-in. intervall till 1 680 m.

Det första steget var att kontrollera den förlorade cirkulationen och stärka borrhålet med FLC®-produkter och LCP 2000®-piller. Under den första dagen åtgärdade FLC® SUPREME- och FLC® EXTREME-piller det totala cirkulationsproblemet i 26-in. intervall.

Det andra steget var att borra intervallet 1000 till 1680 genom de mycket permeabla mellan- och nedre pliocenformationerna med hjälp av FLC 2000®-borrhålsstabilisator tillsatt till den oljebaserade borrvätskan för att effektivt täta formationsporer och isolera borrhålet från variationer i formationstrycket. Efter varje ställning kördes piller av FLC®-borrhålsstabilisatorprodukter för att förbättra borrhålsavskärmningen. Borrhålsavskärmningen isolerade effektivt borrhålet från formationsinflöden och mildrade gasmigreringsproblemen samtidigt som risken för slamförluster som ledde till borrhålsinstabilitet och differentiell vidhäftning minskade.

Tre FLC®-piller stoppade den totala förlorade cirkulationen i 26-in. intervall på mindre än ett dygn. 16-in. intervallet borrades på 6 dagar utan slamförluster och minimal utspolning genom att tillsätta FLC 2000® till borrvätskan och FLC® SUPREME-piller för att ytterligare förbättra borrhålsavskärmningen. The average ROP was 40 m/hr and 1,200 psi differential pressure. The well was successful drilled to program depth without requiring a sacrificial casing from 565 to 1,000 m.

Ladda ner