System OBM — formuła i właściwości reologiczne

Formuła błota na bazie oleju i właściwości starego płynu

Walcowanie na gorąco w temperaturze 190 stopni przez 16 godzin; Test utraty płynu HTHP w temperaturze 190 stopni i 3,45 MPa.

System Volos™ utrzymuje stabilne właściwości reologiczne podczas długotrwałej ekspozycji statycznej w ekstremalnych temperaturach. W połączeniu z osadzaniem cienkiego placka filtracyjnego umożliwia wydajne pozyskiwanie drewna metodą przewodową, prowadzenie obudowy i cementowanie. Jego dostosowana formuła minimalizuje podwyższone ECD, utratę cyrkulacji, zablokowanie rury i inne zagrożenia w odwiercie, zapewniając jednocześnie ochronę narzędzi wiertniczych. Obowiązujące profile geologiczne: Wyczerpane zbiorniki, spękane węglany, formacje podatne na straty.

-Zakres głębokości: 3000–5000 m

-Główna płuczka wiertnicza: OBM, stosowana z utraconym materiałem krążącym (LCM)

Pole Raudhatain w północnym Kuwejcie wymaga specjalistycznej technologii płynów wiertniczych, aby bezpiecznie sprostać wyzwaniom związanym z odwiertami. Celem jest odblokowanie zasobów węglowodorów w głębokich złożach oraz optymalizacja warunków eksploatacji i zagospodarowania złóż. Zaprojektowana, dostosowana do celu konstrukcja umożliwia zagospodarowanie interwału jury dolnej przy jednoczesnym obniżeniu ogólnych kosztów budowy odwiertu. Wdrożono strukturalne rozwiązanie inżynieryjne, aby złagodzić ryzyko wierceń związane z reżimem geologicznym jury dolnej.

Trzy wcześniejsze odwierty offsetowe wymagały wykładzin do izolowania formacji wysokociśnieniowych, ograniczając odwiert do 3⅞ cala. dryf. Zaplanowano, że przedmiotowy odwiert TD będzie przechodził zarówno przez interwały wysokiego ciśnienia Najmah, jak i strefy zubożone. Sekcja Middle Marrat została wywiercona w pojedynczym 6-calowym wiertle. przekroju otworu przy użyciu wiercenia zarządzanego ciśnieniem (MPD). Taka konstrukcja umożliwia wykonanie większego otworu wykończeniowego, co znacznie zmniejsza wydatki na budowę odwiertu poprzez skrócenie czasu cyklu wiercenia i zwiększenie wydajności operacyjnej.

Zaprojektowane na zamówienie rozwiązanie w zakresie płynu do bezpiecznego wiercenia łupków wysokociśnieniowych (17,0 ppg) i zubożonego wapienia (9,5 ppg) w ramach jednego przepływu.

Zachowanie właściwości reologicznych przy jednoczesnym zmniejszeniu masy mułu po penetracji strefy wysokiego ciśnienia, umożliwiając dalsze wiercenie w zubożonych formacjach

Ogranicz ryzyko zapadnięcia się odwiertu i zakleszczenia mechanizmu różnicowego

Wiertło w wydłużonej sekcji poziomej (3171 stóp)

Trzy poprzednie odwierty offsetowe wymagały wykładzin do izolowania formacji wysokociśnieniowych, co ograniczyło dryf odwiertu do 3⅞ cala. Program przedmiotowego odwiertu obejmuje zarówno wysokociśnieniowy interwał Najmah, jak i ubogi w węglowodory interwał Middle Marrat. W celu wykonania wierceń w tych odstępach w odstępie 6 cali zastosowano zarządzane wiercenie ciśnieniowe (MPD). sekcja dziury. Taka konfiguracja znacznie obniża koszty budowy poprzez skrócenie czasu pracy na platformie i zapewnia większy dryft ukończenia, co poprawia wydajność produkcji.

Po raz pierwszy pomyślnie zastosowano technologię wzmacniania odwiertu podczas wiercenia wysokociśnieniowego odcinka Najmah i zubożonego wapienia Middle Marrat w przedłużonym profilu poziomym w Bloku ONE na zmierzonej długości 3171 stóp. Wyeliminowanie pośredniego ciągu obudowy umożliwiło wejście do strefy płatnej przez 6-calowy otwór. odwiertu, zamiast uzupełniać zbiornik w ograniczonym odcinku 3⅞ cala. dziura wypełniona błotem. To znacząco podnosi przyszłe wskaźniki produkcji. Podczas wiercenia w tym przedziale nie odnotowano żadnych poważnych zdarzeń związanych z niestabilnością odwiertu. Całkowity czas cyklu odwiertu wyniósł poniżej 50% w przypadku najszybszego z trzech odwiertów offsetowych, w których wykonano otwory o dwóch różnych rozmiarach (rysunek 2).

Nanostabilizowany dodatek do utraconej cyrkulacji z submikronowymi cząsteczkami został opracowany w celu poprawy wydajności wzmacniania odwiertu. Zwiększa skuteczność oczyszczania, optymalizuje jakość placka filtracyjnego i dodatkowo zmniejsza utratę płynu HTHP z płynu. DISC: Zarządzanie gęstością NAF w tym przedziale czasu wymagało szczegółowego planowania i projektowania technicznego.

- Wiercenie w tym przedziale rozpoczęto przy masie mułu wynoszącej 17,0 ppg na górze sekcji, a następnie zmniejszono do 9,5 ppg w celu wiercenia wyczerpanego zbiornika Middle Marrat.

- Opracowano i wykonano plan operacyjny mający na celu złagodzenie wymywania odwiertu i zwężania się otworu w części odwiertu. Podczas wiercenia zastosowano rozcieńczenie nieważoną świeżą mieszanką wstępną i równoczesną obróbkę dodatków w celu utrzymania stężenia pakietu łączącego/uszczelniającego (Rysunek 1).

-Doświadczony zespół techniczny Newpark Fluid System zapewnił nadzór na miejscu i zarządzanie operacyjne.

Warunki testu: Walcowanie na gorąco w temperaturze 150 stopni przez 16 godzin · Stosunek olej/woda 80:20 · Temperatura testowa 65 stopni

Tabela 1 - Formuła

Tabela 2 - Właściwości reologiczne i kontrola studni

Wiercenia na morzu Ultra-HTHP nakładają poważne ograniczenia techniczne. Płyny niewodne od dawna są domyślną opcją w tych nieprzyjaznych środowiskach odwiertowych ze względu na ich solidną stabilność termiczną. Postęp w nauce o polimerach rozszerzył jednak zakres operacyjny płynów wiertniczych na bazie wody (WBDF) w tak ekstremalnych warunkach.

Pierwsze podmorskie złoże gazowe ultra-HTHP na Morzu Południowochińskim charakteryzuje się warunkami dennymi wynoszącymi 190–197 stopni, gęstością płynu 2,30–2,35 sg, wąskim marginesem ciśnienia 0,07–0,10 sg, ryzykiem napływu CO₂/H₂S i maksymalnym kątem otworu wynoszącym 53 stopnie. Podatność na straty podpowierzchniowe nakazała operatorowi zaprojektowanie płynu na bazie wody. Na całym świecie nie istnieje analogiczny precedens pola dla odwiertów kierunkowych ultra-HTHP, szczególnie dla odwiertów TD o długości przekraczającej 5000 m.

W pracy szczegółowo opisano projekt receptury i wdrożenie w terenie niestandardowego systemu WBDF w trzech odwiertach ultra-HTHP. Pełny program testów laboratoryjnych w połączeniu z modelowaniem przed rozpoczęciem pracy pozwolił uzyskać płyn o kontrolowanej reologii, trwałej stabilności termicznej i niezawodnej zawiesinie środka ważącego. Udokumentowano protokoły realizacji w terenie, wraz ze ścieżkami przyszłej optymalizacji wydajności w tych ekstremalnych warunkach odwiertowych.

Zwis barytu stanowi główny rodzaj awarii w układach płynów o dużej gęstości. Dostosowanie receptury dało współczynnik ugięcia statycznego (SF) poniżej 0,53 po 5 dniach starzenia statycznego w temperaturze 200 stopni, potwierdzając stabilność podczas długotrwałej statycznej ekspozycji na wysoką temperaturę. Charakterystyka ta obejmuje reakcję reologiczną płynu i wytrzymałość termiczną, potwierdzając jego zdolność do tłumienia zagrożeń operacyjnych i zachowania integralności odwiertu w ultra-HTHP

środowiska.

Zapłatą obiektywną jest szczelny piaskowiec o niskiej przepuszczalności, w przypadku którego wprowadzono blokowanie wody jako główne ograniczenie projektowe. Niedopasowanie wielkości cząstek barytu do przewężeń porów zbiornika zwiększyło ryzyko uszkodzenia formacji. Oceniono wiele sposobów łagodzenia skutków substancji chemicznych; Do wdrożenia w terenie wybrano dostosowany środek powierzchniowo czynny. Ten środek powierzchniowo czynny tłumi napięcie międzyfazowe w bardzo wysokich temperaturach, osłabiając blokowanie wody i utrzymując kompatybilność zbiornika.

Dobór dodatków stanowił podstawę kontroli stabilności płynu, tłumienia strat płynu HTHP i zapewniania integralności odwiertu przez cały okres trwania kampanii. Wyniki terenowe potwierdzają, że ta skokowa zmiana w technologii WBDF poprawia wydajność operacyjną i bezpieczeństwo wierceń morskich ultra-HTHP. Obudowa dostarcza praktycznej wiedzy inżynieryjnej i sprawdzonych w praktyce rozwiązań, wspierając bardziej wydajny i zrównoważony rozwój ropy i gazu.

Zachodni region Basenu Tarim jest typowym głębokim i bardzo głębokim złożem ropy i gazu w Chinach o skomplikowanych warunkach geologicznych. Obszar ten obejmuje grubą warstwę soli i gipsu, wysokociśnieniowe warstwy solanki oraz inne formacje charakteryzujące się wysokimi ciśnieniami i złożonym systemem ciśnień. Te cechy geologiczne stwarzają wyzwania, takie jak wysokie ryzyko zanieczyszczenia płuczki wiertniczej płynami złożowymi, głębokie zakopywanie złóż podsolnych, wysokie temperatury i trudności w projektowaniu płuczek wiertniczych. W artykule, poprzez systematyczne przesiewanie i optymalizację kluczowych dodatków, opracowano system płynu wiertniczego i wykańczającego na bazie oleju napędowego, odporny na ultrawysokie temperatury 220 stopni, o gęstości 2,60 g/cm3. Oceniono ogólną wydajność. Wykorzystując niezależnie opracowany emulgator wysokotemperaturowy (BZ-PSE), organicznie modyfikowany modyfikator lepkości krzemianu litu (BZ-CHT) i złożone reduktory utraty płynu (BZ-OLG/BZ-OSL), system zachował doskonałą stabilność reologiczną (granica plastyczności > 4,3 Pa) i zdolność kontroli filtracji (utrata płynu HTHP < 4,8 ml) nawet po starzeniu w temperaturze 220 stopni. System wykazał odporność na zanieczyszczenia zawierające 30–50% solanek kompozytowych, 15% zrębków solno-gipsowych i 10% cementu, potwierdzając swoją zdolność do skutecznego radzenia sobie z wyjątkowo grubymi łupkami mułowymi, warstwami solno-gipsowymi i solanką wysokociśnieniową. Badania terenowe przeprowadzono w studniach GL 3C, DB X, Boz 13X i Boz 3X. Wyniki wykazały, że wysokotemperaturowe płyny wiertnicze na bazie oleju napędowego o dużej gęstości i płyny wykańczające mogą skutecznie stawić czoła wyzwaniom technicznym stawianym przez niestabilność odwiertu w grubych warstwach soli i gipsu, inwazję solanki pod wysokim ciśnieniem i pogorszenie wydajności w warunkach bardzo wysokiej temperatury, zapewniając niezawodne wsparcie techniczne w zakresie bezpiecznego i wydajnego wiercenia podobnych złożonych formacji.

Pole Tlamatini, odkryte w 2019 roku, zawiera znaczne złoża ropy i gazu w płytkich wodach u wybrzeży stanu Tabasco w Meksyku. Obszar ten charakteryzuje się całkowitą utratą cyrkulacji w niektórych odstępach czasu, niestabilnością odwiertów, wysoce przepuszczalnymi formacjami, napływem gazu pogarszanym przez zmiany ciśnienia w porach oraz częstym zatykaniem rur z powodu różnicy ciśnień. Wyzwania te zazwyczaj prowadzą do dodatkowych kosztów ze względu na dodatkowe wymagania dotyczące materiału płynnego, dodatkowe przebiegi obudowy i dłuższe czasy wiercenia.

Kiedy zespół Impact Fluids przybył na platformę, wystąpiła całkowita utrata krążenia w części 26-calowej. odstęp od 565 do 1000 m (1850 do 3280 stóp) MD, gdzie nieregularny gradient pęknięć był miejscami zaledwie 1,16 sg (9,68 funta/gal). Podczas wiercenia 26-calowego. interwale z hamującą polimerową płuczką wiertniczą na bazie wody, masę płuczki zwiększono z 1,16 do 1,20 sg (9,68 do 10 funtów/gal). 20-calowy. Ościeżnica została przyklejona i cementowana na 565 m MD. Do wyboru były: 1) wykonanie obudowy protektorowej na głębokości od 565 do 1000 m MD lub 2) kontynuacja wiercenia 16-calowego otworu. odstęp od 1000 do 1680 m (3280 do 5510 stóp) MD przy jednoczesnym zwiększeniu masy błota z 1,25 do 1,33 sg (10,4 do 11,1 funta / gal). Większy ciężar mułu w istniejących warunkach z pewnością spowodowałby dodatkową niestabilność odwiertu, napływ gazu, zablokowanie rury i zagroziłby możliwości ukończenia 16-calowego odwiertu. odstęp do 1680 m.

Pierwszym krokiem było kontrolowanie utraconej cyrkulacji i wzmocnienie odwiertu produktami FLC® i pigułką LCP 2000®. Pierwszego dnia pigułki FLC® SUPREME i FLC® EXTREME rozwiązały problem całkowitej utraty krążenia w 26-calowym organizmie. interwał.

Drugim etapem było wykonanie wierceń w przedziale od 1000 do 1680 przez wysoce przepuszczalne formacje środkowego i dolnego pliocenu przy użyciu stabilizatora odwiertu FLC 2000® dodanego do płuczki wiertniczej na bazie ropy naftowej w celu skutecznego uszczelnienia porów formacji i odizolowania odwiertu od zmian ciśnienia w formacji. Po każdym stanowisku dozowano pigułki produktów stabilizujących odwiert FLC®, aby poprawić osłonę odwiertu. Osłona odwiertu skutecznie izolowała odwiert od napływów formacji i łagodziła problemy związane z migracją gazu, a także zmniejszała ryzyko strat płuczki prowadzących do niestabilności odwiertu i zatykania różnicowego.

Trzy pigułki FLC® zatrzymały całkowitą utratę krążenia w 26-calowym urządzeniu. przerwa w czasie krótszym niż jeden dzień. 16-calowy. wiercenia trwały 6 dni przy zerowych stratach płuczki i minimalnym wymyciu poprzez dodanie FLC 2000® do płuczki wiertniczej i tabletek FLC® SUPREME w celu dalszego wzmocnienia osłony odwiertu. Średni ROP wynosił 40 m/h i różnica ciśnień 1200 psi. Odwiert został pomyślnie wykonany na zaprogramowaną głębokość bez konieczności wykonywania obudowy protektorowej na głębokości od 565 do 1000 m.

Pobierać