OBM-system — formulering og reologiske egenskaber

Oliebaseret mudderformulering og ældet væskeegenskaber

Varmerulning ved 190 grader i 16 timer; HTHP væsketabstest ved 190 grader og 3,45 MPa.

Volos™-systemet bevarer stabile rheologiske egenskaber under længerevarende statisk eksponering under ekstreme temperaturer. Kombineret med dens tynde filterkageaflejring muliggør den effektiv wireline-logning, foringsrørkørsel og cementeringsoperationer. Dens skræddersyede formulering minimerer forhøjet ECD, tabt cirkulation, fastsiddende rør og andre farer i borehullet, samtidig med at den giver beskyttelse til borehulsværktøjer. Gældende geologiske profiler: Udtømte reservoirer, sprækkede karbonater, tabstilbøjelige formationer.

-Dybdeområde: 3000–5000 m

-Primær borevæske: OBM, indsat med mistet cirkulationsmateriale (LCM)

Raudhatain-feltet i det nordlige Kuwait kræver specialiseret borevæsketeknologi for sikkert at løse udfordringerne i borehullet. Målet er at frigøre kulbrintereserver i dybe formationer og optimere betingelserne for reserveudnyttelse og -udvikling. Et konstrueret design, der passer til formålet, muliggør udvikling af det nedre jura-interval, mens det reducerer de samlede brøndkonstruktionsomkostninger. En struktureret ingeniørløsning blev implementeret for at afbøde borerisici forbundet med det geologiske regime i Nedre Jura.

Tre tidligere forskudte brønde krævede foringer for at isolere højtryksformationer, hvilket begrænsede brøndboringen til en 3⅞-in. afdrift. Den pågældende TD-brønd var planlagt til at krydse både højtryks Najmah-intervaller og udtømte zoner. Middle Marrat sektionen blev boret i en enkelt 6-in. hulsektion ved hjælp af Managed Pressure Drilling (MPD). Dette design giver en større færdiggørelsesboring, hvilket reducerer brøndkonstruktionsudgifterne betydeligt ved at reducere borecyklustiden og øge driftseffektiviteten.

Konstrueret specialfremstillet væskeløsning til sikker boring af højtryksskifer (17,0 ppg) og udtømt kalksten (9,5 ppg) inden for et enkelt strømningsregime.

Oprethold rheologiske egenskaber, mens du reducerer muddervægten efter gennemtrængning af højtrykszonen, hvilket muliggør fortsat boring i udtømte formationer

Reducer risikoen for borehulskollaps og differentialklæbning

Bor forlænget vandret sektion (3.171 fod)

De tre foregående forskudte brønde krævede liners til at isolere højtryksformationer, hvilket begrænsede afdriften nede i borehullet til 3⅞ in. Det pågældende brøndprogram retter sig mod både højtryks Najmah-intervallet og kulbrinte-magre Middle Marrat-intervaller. Managed Pressure Drilling (MPD) blev indsat til at bore disse intervaller inden for en enkelt 6-in. hulsektion. Denne konfiguration reducerer brøndkonstruktionsomkostningerne væsentligt ved at reducere rigdage og leverer en større færdiggørelsesdrift for forbedret produktionsydelse.

Brøndboringsforstærkende teknologi blev implementeret med succes for første gang til at bore højtryks-Najmah-intervallet og udtømt Middle Marrat-kalksten inden for den udvidede horisontale profil i Blok ONE, over en målt længde på 3.171 ft. Eliminering af en mellemliggende foringsrørstreng gjorde det muligt at komme ind i betalingszonen gennem en 6-gang. borehul i stedet for at færdiggøre reservoiret på tværs af en begrænset 3⅞‑in. mudderfyldt hul. Dette løfter væsentligt de potentielle produktionsrater. Der blev ikke registreret alvorlige hændelser med ustabilitet i borehullet under boring af dette interval. Brøndens samlede cyklustid kom under 50 % af den hurtigste af de tre forskudte brønde, som blev boret med to separate hulstørrelser (figur 2).

Nanostabiliseret tabt cirkulationsadditiv med submikron partikler er formuleret til at forbedre brøndboringsforstærkende ydeevne. Det øger behandlingseffektiviteten, optimerer filterkagekvaliteten og reducerer væskens HTHP-væsketab yderligere. DISC: NAF-densitetsstyring på tværs af dette interval krævede detaljeret planlægning og ingeniørdesign.

- Boring i dette interval begyndte ved en muddervægt på 17,0 ppg i toppen af ​​sektionen, og derefter reduceret til 9,5 ppg for at bore det udtømte Middle Marrat-reservoir.

-En operationsplan blev udviklet og udført for at afbøde udvaskning af borehuller og hulforsnævring i åbenhulssektionen. Under boring blev fortynding med uvægtet frisk forblandingsvæske og samtidig additivbehandling påført for at opretholde koncentrationen af ​​bro-/forseglingspakken (figur 1).

-Newpark Fluid Systems erfarne tekniske team sørgede for supervision og driftsledelse på stedet.

Testtilstand: Varmerulning ved 150 grader i 16 timer · Olie/vand-forhold 80:20 · Testtemperatur 65 grader

Tabel 1 --formulering

Tabel 2 - Egenskaber for reologi og brøndkontrol

Ultra-HTHP offshore-boring pålægger alvorlige tekniske begrænsninger. Ikke-vandige væsker har længe været standardindstillingen for disse fjendtlige borehulsmiljøer på grund af deres robuste termiske stabilitet. Fremskridt inden for polymervidenskab har imidlertid udvidet driftsrammerne for vandbaserede borevæsker (WBDF) i sådanne ekstreme regimer.

Det første ultra-HTHP offshore gasfelt i Det Sydkinesiske Hav har bundhulsforhold på 190-197 grader, væsketæthed på 2,30-2,35 sg, en tæt trykmargin på 0,07-0,10 sg, CO₂/H₂S-tilstrømningsrisiko og maksimal hulvinkel på 53 grader. Modtagelighed for tab under overfladen krævede et vandbaseret væskedesign for operatøren. Der eksisterer ingen tilsvarende feltpræference globalt for retningsbestemte ultra-HTHP-brønde, især for brønd-TD'er på over 5000 m.

This work details the formulation design and field deployment of a custom WBDF system across three ultra-HTHP wells. Et komplet laboratorietestprogram kombineret med modellering før job leverede en væske med kontrolleret rheologi, vedvarende termisk stabilitet og pålidelig suspension af vægtningsmiddel. Field execution protocols are documented, together with pathways for future performance optimization under these extreme downhole conditions.

Baryt-sag repræsenterer en primær fejltilstand for væskesystemer med høj densitet. Formuleringsjustering gav en statisk sagfaktor (SF) under 0,53 efter 5 dages statisk ældning ved 200 grader, hvilket validerede stabiliteten under længerevarende statisk eksponering ved høje temperaturer. Denne karakterisering dækker væskens rheologiske respons og termiske udholdenhed, hvilket beviser dens evne til at undertrykke operationelle farer og bevare borehullets integritet inden for ultra-HTHP

miljøer.

Den objektive løn er tæt sandsten med lav permeabilitet, hvilket introducerede vandblokering som en kernedesignbegrænsning. Uoverensstemmelse mellem barytpartikelstørrelse og reservoirporehalser forstærker risikoen for dannelsesskader. Flere kemiske afbødningsruter blev evalueret; et skræddersyet overfladeaktivt stof blev udvalgt til feltudrulning. Dette overfladeaktive middel undertrykker grænsefladespændingen ved ultrahøje temperaturer, dæmper vandblokering og opretholder reservoirkompatibilitet.

Additivt valg understøttede væskestabilitetskontrol, HTHP-væsketabsundertrykkelse og sikring af brøndboringsintegritet gennem hele kampagnen. Feltresultaterne bekræfter, at denne trinvise ændring i WBDF-teknologi forbedrer operationel effektivitet og sikkerhed for ultra-HTHP offshore-boringer. Casen leverer brugbar ingeniørlæring og afprøvede løsninger, der understøtter mere effektiv, bæredygtig olie- og gasudvikling.

Den vestlige region af Tarim-bassinet er et typisk dybt og ultradybt olie- og gasreservoir med komplekse geologiske forhold i Kina. Dette område omfatter et tykt salt-gipslag, højtrykssaltlag og andre formationer med høje tryk og et komplekst tryksystem. Disse geologiske træk giver udfordringer såsom en høj risiko for borevæskeforurening med formationsvæsker, den dybe nedgravning af subsaltreservoirer, høje temperaturer og vanskeligheder med at designe borevæsker. I dette papir blev der ved systematisk screening og optimering af nøgleadditiver udviklet et dieseloliebaseret bore- og færdiggørelsesvæskesystem, der er modstandsdygtigt over for 220 graders ultrahøje temperaturer med en densitet på 2,60 g/cm³. Den samlede præstation blev evalueret. Ved at bruge en uafhængigt udviklet højtemperaturemulgator (BZ-PSE), en organisk modificeret lithiumsilikatviskositetsmodificerende middel (BZ-CHT) og sammensatte væsketabsreducerende midler (BZ-OLG/BZ-OSL), opretholdt systemet fremragende rheologisk stabilitet (flydegrænse > 4,3 Pa) og filtreringsvæskekontrolkapacitet (L 4,3 Pa) og filtreringsvæskekontrolkapacitet (L 4,8 m). 220 grader. Systemet demonstrerede en modstandsdygtighed over for forurening med 30-50% sammensatte saltlage, 15% salt-gips-spåner og 10% cement, hvilket beviser dets evne til effektivt at håndtere ekstremt tyk mudderskifer, salt-gips-lag og højtrykssaltlage. Feltforsøg blev udført i brønde GL 3C, DB X, Boz 13X og Boz 3X. Resultaterne indikerede, at de højtemperatur-, højdensitets-dieseloliebaserede borevæsker og færdiggørelsesvæsker effektivt kan løse de tekniske udfordringer, som brøndboringsustabilitet i tykke salt-gips-lag, højtryks-saltlage-invasion og ydeevneforringelse under ultrahøje temperaturforhold giver pålidelig og kompleks teknisk support til sikker og effektiv boring.

Tlamatini-feltet, opdaget i 2019, indeholder betydelige forekomster af olie og gas på lavt vand ud for kysten af ​​staten Tabasco, Mexico. Området er noteret for fuldstændigt tab af cirkulation i nogle intervaller, ustabilitet i borehullet, meget permeable formationer, gastilstrømning forværret af variationer i poretryk og hyppige fastsiddende rør på grund af differenstryk. Disse udfordringer fører typisk til ekstra omkostninger på grund af yderligere væskematerialekrav, ekstra foringsrør og længere boretider.

Da Impact Fluids-teamet ankom til riggen, oplevede operationerne et totalt tab af cirkulation i delen af ​​26-in. interval fra 565 til 1.000 m (1.850 til 3.280 fod) MD, hvor den uregelmæssige frakturgradient var så lav som 1,16 sg (9,68 lb/gal) nogle steder. Mens du borer 26-in. interval med en hæmmende polymer vandbaseret borevæske, blev muddervægten øget fra 1,16 til 1,20 sg (9,68 til 10 lb/gal). 20-in. foringsrør blev sat fast og cementeret ved 565 m MD. Mulighederne var: 1) at køre en offerforingsrør fra 565 til 1.000 m MD eller 2) fortsætte med at bore 16-in. interval fra 1.000 til 1.680 m (3.280 til 5.510 fod) MD, mens muddervægten øges fra 1,25 til 1,33 sg (10,4 til 11,1 lb/gal). Den højere muddervægt under de eksisterende forhold ville helt sikkert udløse yderligere brøndboringsustabilitet, gastilstrømning, fastsiddende rør og bringe evnen til at fuldføre 16-in i fare. interval til 1.680 m.

Det første skridt var at kontrollere den tabte cirkulation og styrke brøndboringen med FLC®-produkter og LCP 2000®-piller. I løbet af den første dag afhjælpede FLC® SUPREME og FLC® EXTREME piller det totale tabte cirkulationsproblem i 26-in. interval.

Det andet trin var at bore intervallet 1000 til 1680 gennem de meget permeable mellem- og nedre pliocænformationer ved at bruge FLC 2000® brøndboringsstabilisator tilsat den oliebaserede borevæske for effektivt at forsegle formationens porer og isolere brøndboringen fra formationens trykvariationer. Efter hver stand blev der kørt piller af FLC®-brøndstabilisatorprodukter for at forbedre brøndboringsafskærmningen. Borehullets afskærmning isolerede effektivt borehullet fra formationstilstrømningen og mindskede gasmigreringsproblemerne sammen med at reducere risikoen for muddertab, der førte til ustabilitet i borehullet og differentialklæbning.

Tre FLC®-piller stoppede det totale tabte cirkulation i 26-in. interval på mindre end et døgn. Den 16-in. intervallet blev boret på 6 dage med nul muddertab og minimal udvaskning ved at tilføje FLC 2000® til borevæsken og FLC® SUPREME-piller for yderligere at forbedre brøndboringsafskærmningen. Den gennemsnitlige ROP var 40 m/time og 1.200 psi differenstryk. Boringen var vellykket boret til programmeret dybde uden at kræve en offerforingsrør fra 565 til 1.000 m.

Download