Sistema OBM — Formulació i propietats reològiques

Formulació de fang a base d'oli i propietats fluides envellides

Escalfar a 190 graus durant 16 hores; Prova de pèrdua de fluids HTHP a 190 graus i 3,45 MPa.

El sistema Volos™ manté propietats reològiques estables durant una exposició estàtica prolongada a temperatures extremes. Combinat amb la seva fina deposició de pastís de filtre, permet operacions eficients de registre, funcionament de la carcassa i cimentació. La seva formulació a mida minimitza l'ECD elevat, la pèrdua de circulació, la canonada enganxada i altres perills de fons de forat, alhora que ofereix protecció per a les eines de fons de forat. Perfils geològics aplicables: embassaments esgotats, carbonats fracturats, formacions susceptibles de pèrdua.

-Range de profunditat: 3000–5000 m

- Fluid primari de perforació: OBM, desplegat amb material de circulació perduda (LCM)

El camp de Raudhatain, al nord de Kuwait, requereix una tecnologia especialitzada de fluids de perforació per abordar amb seguretat els reptes de fons de pou. L'objectiu és desbloquejar les reserves d'hidrocarburs en formacions profundes i optimitzar les condicions d'explotació i desenvolupament de les reserves. Un disseny dissenyat i adequat per al propòsit permet el desenvolupament de l'interval del Juràssic inferior alhora que redueix el cost global de construcció del pou. Es va desplegar una solució d'enginyeria estructurada per mitigar els riscos de perforació associats al règim geològic del Juràssic inferior.

Tres pous de compensació anteriors requerien revestiments per aïllar les formacions d'alta pressió, restringint el forat a 3⅞-in. deriva. Es va planificar el pou TD subjecte per travessar tant els intervals de Najmah d'alta pressió com les zones esgotades. La secció de Middle Marrat es va perforar en un sol 6 polzades. secció del forat mitjançant Managed Pressure Drilling (MPD). Aquest disseny ofereix un forat de finalització més gran, reduint significativament la despesa de construcció del pou reduint el temps del cicle de perforació i augmentant l'eficiència operativa.

Solució fluida personalitzada dissenyada per perforar de manera segura esquist d'alta pressió (17,0 ppg) i pedra calcària esgotada (9,5 ppg) dins d'un sol règim de flux.

Mantenir les propietats reològiques mentre es redueix el pes del fang després de penetrar a la zona d'alta pressió, permetent la perforació continuada en formacions esgotades

Mitigar els riscos de col·lapse del forat i enganxament del diferencial

Perforar secció horitzontal estesa (3.171 peus)

Els tres pous de compensació anteriors requerien revestiments per aïllar formacions d'alta pressió, cosa que limitava la deriva del fons del forat a 3⅞ polzades. El programa de pous subjectes apunta tant a l'interval de Najmah d'alta pressió com a l'interval de Marrat mitjà d'hidrocarburs. La perforació a pressió gestionada (MPD) es va desplegar per perforar aquests intervals en un sol 6 polzades. secció del forat. Aquesta configuració redueix materialment els costos de construcció reduint els dies de la plataforma i proporciona una deriva de finalització més gran per millorar el rendiment de la producció.

La tecnologia de reforç del pou es va desplegar amb èxit per primera vegada per perforar l'interval Najmah d'alta pressió i la pedra calcària de Middle Marrat esgotada dins del perfil horitzontal estès al bloc ONE, en una longitud mesurada de 3.171 peus. L'eliminació d'una corda intermèdia va permetre l'entrada a la zona de pagament a través d'un 6 polzades. forat, en lloc de completar el dipòsit a través d'un 3⅞-in restringit. forat ple de fang. Això augmenta substancialment les taxes de producció potencials. No es van registrar esdeveniments greus d'inestabilitat del pou durant la perforació d'aquest interval. El temps de cicle total del pou va ser inferior al 50% del més ràpid dels tres pous compensats, que es van perforar amb dues mides de forats separades (figura 2).

L'additiu de circulació perduda nanoestabilitzat amb partícules submicròniques està formulat per millorar el rendiment de reforç del pou. Augmenta l'eficiència del tractament, optimitza la qualitat del pastís de filtre i redueix encara més la pèrdua de fluid HTHP del fluid. DISC: la gestió de la densitat de NAF en aquest interval va requerir una planificació detallada i un disseny d'enginyeria.

-La perforació d'aquest interval va començar amb un pes de fang de 17,0 ppg a la part superior de la secció, després es va reduir a 9,5 ppg per perforar l'embassament de Middle Marrat.

-Es va desenvolupar i executar un pla operatiu per mitigar el rentat del forat i la constricció del forat a la secció del forat obert. Durant la perforació, es va aplicar una dilució amb fluid de barreja prèvia sense ponderar i un tractament additiu concurrent per mantenir la concentració del paquet de pont / segellat (figura 1).

-L'equip tècnic experimentat de Newpark Fluid System va proporcionar supervisió i gestió operativa in situ.

Condició de prova: Enrotllament tèrmic a 150 graus durant 16 h · Relació oli/aigua 80:20 · Temperatura de prova 65 graus

Formulació de la taula 1 -

Taula 2 - Reologia i propietats de control del pou

La perforació offshore ultra-HTHP imposa greus restriccions tècniques. Els fluids no aquosos han estat durant molt de temps l'opció predeterminada per a aquests entorns hostils de fons, a causa de la seva robusta estabilitat tèrmica. Els avenços en la ciència dels polímers, però, han ampliat l'abast operatiu dels fluids de perforació a base d'aigua (WBDF) en règims tan extrems.

El primer jaciment de gas ultra-HTHP en alta mar al mar de la Xina Meridional presenta condicions de fons de 190–197 graus, densitat de fluid de 2,30–2,35 sg, un marge de pressió ajustat de 0,07–0,10 sg, risc d'afluència de CO₂/H₂S i un angle de forat màxim de 53. La susceptibilitat a la pèrdua subterrània obligava a un disseny de fluids a base d'aigua per a l'operador. No existeix una precedència de camp anàloga a nivell mundial per als pous direccionals ultra-HTHP, especialment per als TD de pou de més de 5000 m.

Aquest treball detalla el disseny de la formulació i el desplegament de camp d'un sistema WBDF personalitzat en tres pous ultra-HTHP. Un programa complet de proves de laboratori juntament amb el modelatge previ al treball va oferir un fluid amb reologia controlada, estabilitat tèrmica sostinguda i una suspensió fiable d'agent de ponderació. Es documenten els protocols d'execució de camp, juntament amb vies per a l'optimització del rendiment futur en aquestes condicions extremes de fons de pou.

La barita sag representa un mode de fallada principal per als sistemes de fluids d'alta densitat. L'ajust de la formulació va produir un factor de caiguda estàtic (SF) per sota de 0,53 després de 5 dies d'envelliment estàtic a 200 graus, validant l'estabilitat durant l'exposició estàtica prolongada a alta temperatura. Aquesta caracterització cobreix la resposta reològica i la resistència tèrmica del fluid, demostrant la seva capacitat per suprimir els perills operatius i preservar la integritat del pou dins d'ultra-HTHP.

ambients.

El pagament objectiu és la pedra sorrenca de baixa permeabilitat, que va introduir el bloqueig d'aigua com a restricció bàsica del disseny. La discrepància entre la mida de la partícula de barita i la gola dels porus dels dipòsits va amplificar el risc de danys a la formació. Es van avaluar múltiples vies de mitigació química; es va seleccionar un tensioactiu a mida per al desplegament al camp. Aquest tensioactiu suprimeix la tensió interfacial a temperatures ultra altes, atenuant el bloqueig d'aigua i mantenint la compatibilitat del dipòsit.

La selecció d'additius va recolzar el control de l'estabilitat del fluid, la supressió de la pèrdua de fluids HTHP i la garantia de la integritat del pou durant tota la campanya. Els resultats de camp confirmen que aquest canvi de pas en la tecnologia WBDF millora l'eficiència operativa i la seguretat per a la perforació en alta mar ultra-HTHP. El cas ofereix aprenentatges d'enginyeria accionables i solucions provades en el camp, donant suport al desenvolupament de petroli i gas més eficient i sostenible.

La regió occidental de la conca del Tarim és un típic dipòsit de petroli i gas profund i ultra profund amb condicions geològiques complexes a la Xina. Aquesta àrea inclou una gruixuda capa de sal-guix, capes de salmorra d'alta pressió i altres formacions amb altes pressions i un sistema de pressió complex. Aquestes característiques geològiques presenten reptes com un alt risc de contaminació de fluids de perforació per fluids de formació, l'enterrament profund dels dipòsits subsals, les altes temperatures i la dificultat per dissenyar fluids de perforació. En aquest article, mitjançant la selecció i optimització sistemàtica dels additius clau, es va desenvolupar un sistema de fluids de perforació i acabament basat en gasoil resistent a temperatures ultra altes de 220 graus amb una densitat de 2,60 g/cm³. Es va avaluar el rendiment global. Utilitzant un emulsionant d'alta temperatura (BZ-PSE) desenvolupat de manera independent, un modificador de viscositat de silicat de liti modificat orgànicament (BZ-CHT) i reductors de pèrdues de fluids compostos (BZ-OLG/BZ-OSL), el sistema va mantenir una excel·lent estabilitat reològica (punt de rendiment > 4,3 Pa) i una capacitat de control de filtració (LTH) fins i tot després d'una pèrdua de 8 m de fluids (LTH4P). 220 graus. El sistema va demostrar una resistència a la contaminació d'un 30-50% de salmorres compostes, un 15% d'esqueixos de sal-guix i un 10% de ciment, demostrant la seva capacitat per manejar eficaçment esquist de fang extremadament gruixut, capes de sal-guix i salmorra d'alta pressió. Les proves de camp es van realitzar als pous GL 3C, DB X, Boz 13X i Boz 3X. Els resultats van indicar que els fluids de perforació a base de petroli dièsel d'alta densitat i alta temperatura poden abordar eficaçment els reptes tècnics plantejats per la inestabilitat del pou en capes gruixudes de sal i guix, la invasió de salmorra a alta pressió i la degradació del rendiment en condicions d'ultra alta temperatura, proporcionant un suport tècnic fiable per a la perforació segura i eficient de formacions complexes similars.

El camp de Tlamatini, descobert el 2019, conté dipòsits importants de petroli i gas en aigües poc profundes a la costa de l'estat de Tabasco, Mèxic. L'àrea destaca per la pèrdua total de circulació en alguns intervals, la inestabilitat del pou, les formacions altament permeables, l'afluència de gas agreujada per les variacions de la pressió de porus i la canonada encallada freqüent a causa de les pressions diferencials. Aquests reptes solen comportar costos addicionals a causa dels requisits addicionals de material fluid, tirades addicionals de carcassa i temps de perforació més llargs.

Quan l'equip d'Impact Fluids va arribar a la plataforma, les operacions estaven experimentant una pèrdua total de circulació a la part del 26 polzades. interval de 565 a 1.000 m (1.850 a 3.280 peus) MD on el gradient de fractura erràtic era tan baix com 1,16 sg (9,68 lb/gal) en alguns llocs. Mentre es perfora el 26 polzades. interval amb un fluid de perforació a base d'aigua de polímer inhibidor, el pes del fang es va augmentar d'1,16 a 1,20 sg (9,68 a 10 lliures/gal). El de 20 polzades. El recorregut de la carcassa es va enganxar i es va cimentar a 565 m MD. Les opcions eren: 1) executar una carcassa de sacrifici de 565 a 1.000 m MD o 2) continuar perforant el 16 polzades. interval de 1.000 a 1.680 m (3.280 a 5.510 peus) MD alhora que augmenta el pes del fang d'1,25 a 1,33 sg (10,4 a 11,1 lb/gal). El pes més elevat del fang en les condicions existents, sens dubte, provocaria una inestabilitat addicional del pou, afluències de gas, canonades enganxades i posaria en perill la capacitat de completar el 16 polzades. interval a 1.680 m.

El primer pas va ser controlar la circulació perduda i reforçar el pou amb productes FLC® i la píndola LCP 2000®. Durant el primer dia, les píndoles FLC® SUPREME i FLC® EXTREME van solucionar el problema total de pèrdua de circulació en els 26 polzades. interval.

El segon pas va ser perforar l'interval de 1000 a 1680 a través de les formacions del Pliocè mitjà i inferior altament permeables mitjançant l'estabilitzador de pou de forat FLC 2000® afegit al fluid de perforació a base de petroli per segellar eficaçment els porus de formació i aïllar el pou de les variacions de pressió de la formació. Després de cada estand, es van utilitzar píndoles de productes estabilitzadors de pous FLC® per millorar la protecció del pou. El blindatge del pou aïlla eficaçment el pou de les afluències de formació i va mitigar els problemes de migració del gas juntament amb la reducció del risc de pèrdues de fang que condueixen a la inestabilitat del pou i l'adhesió diferencial.

Tres píndoles FLC® van aturar la pèrdua total de circulació en els 26 polzades. interval en menys d'un dia. El de 16 polzades. L'interval es va perforar en 6 dies amb zero pèrdues de fang i un rentat mínim afegint FLC 2000® al fluid de perforació i píndoles FLC® SUPREME per millorar encara més el blindatge del pou. El ROP mitjà va ser de 40 m/h i una pressió diferencial de 1.200 psi. El pou es va perforar amb èxit fins a programar la profunditat sense requerir una carcassa de sacrifici de 565 a 1.000 m.

Descarregar