Sistema OBM: formulazione e proprietà reologiche

Formulazione di Fanghi a Base Oleata e proprietà fluide invecchiate

Laminazione a caldo a 190 gradi per 16 ore; Test di perdita di fluido HTHP a 190 gradi e 3,45 MPa.

Il sistema Volos™ mantiene proprietà reologiche stabili durante l'esposizione statica prolungata a temperature estreme. In combinazione con la sottile deposizione del pannello di filtrazione, consente operazioni efficienti di registrazione della linea metallica, funzionamento dell'involucro e cementazione. La sua formulazione su misura riduce al minimo l'ECD elevato, la perdita di circolazione, il blocco dei tubi e altri rischi di fondo pozzo, fornendo allo stesso tempo protezione per gli strumenti di fondo pozzo. Profili geologici applicabili: serbatoi esauriti, carbonati fratturati, formazioni soggette a perdite.

-Gamma di profondità: 3000–5000 m

-Fluido di perforazione primario: OBM, distribuito con materiale a circolazione persa (LCM)

Il campo di Raudhatain, nel nord del Kuwait, richiede una tecnologia specializzata dei fanghi di perforazione per affrontare in sicurezza le sfide del downhole. L’obiettivo è sbloccare le riserve di idrocarburi in formazioni profonde e ottimizzare le condizioni per lo sfruttamento e lo sviluppo delle riserve. Un design ingegnerizzato e adatto allo scopo consente lo sviluppo dell'intervallo Giurassico inferiore riducendo al tempo stesso i costi complessivi di costruzione del pozzo. È stata implementata una soluzione ingegneristica strutturata per mitigare i rischi di perforazione associati al regime geologico del Giurassico inferiore.

Tre pozzi sfalsati precedenti richiedevano rivestimenti per isolare le formazioni ad alta pressione, limitando il pozzo a 3⅞ pollici. deriva. Il pozzo TD in questione è stato progettato per attraversare sia gli intervalli di Najmah ad alta pressione che le zone impoverite. La sezione Middle Marrat è stata perforata in un unico 6 pollici. sezione del foro utilizzando Managed Pressure Drilling (MPD). Questo design offre un foro di completamento più ampio, tagliando significativamente le spese di costruzione del pozzo riducendo i tempi del ciclo di perforazione e aumentando l'efficienza operativa.

Soluzione fluida personalizzata progettata per perforare in sicurezza scisto ad alta pressione (17,0 ppg) e calcare impoverito (9,5 ppg) all'interno di un unico regime di flusso.

Mantenere le proprietà reologiche riducendo al tempo stesso il peso del fango dopo la penetrazione nella zona ad alta pressione, consentendo la perforazione continua in formazioni impoverite

Mitigare i rischi di collasso del pozzo e di incollaggio dei differenziali

Perforare la sezione orizzontale estesa (3.171 piedi)

I tre pozzi offset precedenti richiedevano rivestimenti per isolare le formazioni ad alta pressione, che limitavano la deriva del fondo pozzo a 3⅞ pollici. Il programma di pozzi in oggetto prende di mira sia l'intervallo di Najmah ad alta pressione che l'intervallo di Marrat Medio magro da idrocarburi. La perforazione a pressione gestita (MPD) è stata implementata per perforare questi intervalli all'interno di un singolo 6 pollici. sezione del foro. Questa configurazione riduce sostanzialmente i costi di costruzione riducendo i giorni di utilizzo dell'impianto e offre uno spostamento di completamento più ampio per migliorare le prestazioni di produzione.

La tecnologia di rafforzamento del pozzo è stata implementata con successo per la prima volta per perforare l'intervallo di Najmah ad alta pressione e il calcare impoverito di Middle Marrat all'interno del profilo orizzontale esteso nel Blocco UNO, su una lunghezza misurata di 3.171 piedi. L'eliminazione di una corda di rivestimento intermedia ha consentito l'ingresso nella zona di pagamento attraverso un 6 pollici. pozzo, anziché completare il serbatoio attraverso un ristretto tratto di 3⅞ pollici. buco pieno di fango. Ciò aumenta sostanzialmente i tassi di produzione potenziali. Durante questo intervallo di perforazione non sono stati registrati gravi eventi di instabilità del pozzo. Il tempo di ciclo totale del pozzo è stato inferiore al 50% rispetto al più veloce dei tre pozzi offset, che sono stati perforati con due dimensioni di foro separate (Figura 2).

L'additivo nanostabilizzato a circolazione persa con particelle submicroniche è formulato per migliorare le prestazioni di rafforzamento del pozzo. Aumenta l'efficienza del trattamento, ottimizza la qualità del panello di filtrazione e riduce ulteriormente la perdita di fluido HTHP del fluido. DISCO: la gestione della densità NAF in questo intervallo ha richiesto una pianificazione dettagliata e una progettazione ingegneristica.

-La perforazione per questo intervallo è iniziata con un peso di fango di 17,0 ppg nella parte superiore della sezione, quindi ridotto a 9,5 ppg per perforare il bacino esaurito di Middle Marrat.

-È stato sviluppato ed eseguito un piano operativo per mitigare il dilavamento del pozzo e la costrizione del foro nella sezione a foro aperto. Durante la perforazione, sono stati applicati la diluizione con fluido premiscelato fresco non ponderato e un concomitante trattamento additivo per mantenere la concentrazione del pacchetto ponte/sigillante (Figura 1).

-L'esperto team tecnico di Newpark Fluid System ha fornito supervisione in loco e gestione operativa.

Condizione di prova: Rotolamento a caldo a 150 gradi per 16 ore · Rapporto olio/acqua 80:20 · Temperatura di prova 65 gradi

Tabella 1 - Formulazione

Tabella 2 - Proprietà di reologia e controllo dei pozzetti

La perforazione offshore ultra-HTHP impone severi vincoli tecnici. I fluidi non acquosi sono stati a lungo l’opzione predefinita per questi ambienti ostili di fondo pozzo, grazie alla loro robusta stabilità termica. I progressi nella scienza dei polimeri, tuttavia, hanno ampliato il campo operativo dei fluidi di perforazione a base acquosa (WBDF) in regimi così estremi.

Il primo giacimento di gas offshore ultra-HTHP nel Mar Cinese Meridionale presenta condizioni di fondo pozzo di 190–197 gradi, densità del fluido di 2,30–2,35 sg, un margine di pressione stretto di 0,07–0,10 sg, rischio di afflusso di CO₂/H₂S e angolo massimo del foro di 53 gradi. La suscettibilità alle perdite nel sottosuolo imponeva all'operatore una progettazione del fluido a base d'acqua. Non esiste una precedenza analoga sul campo a livello globale per i pozzi direzionali ultra-HTHP, in particolare per i TD dei pozzi superiori a 5000 m.

Questo lavoro descrive in dettaglio la progettazione della formulazione e l'implementazione sul campo di un sistema WBDF personalizzato su tre pozzi ultra-HTHP. Un programma completo di test di laboratorio abbinato alla modellazione pre-lavoro ha prodotto un fluido con reologia controllata, stabilità termica sostenuta e sospensione affidabile dell'agente di ponderazione. I protocolli di esecuzione sul campo sono documentati, insieme ai percorsi per l'ottimizzazione futura delle prestazioni in queste condizioni estreme del fondo pozzo.

L'abbassamento della barite rappresenta una modalità di guasto primaria per i sistemi di fluidi ad alta densità. La messa a punto della formulazione ha prodotto un fattore di abbassamento statico (SF) inferiore a 0,53 dopo 5 giorni di invecchiamento statico a 200 gradi, convalidando la stabilità durante un'esposizione statica prolungata ad alta temperatura. Questa caratterizzazione copre la risposta reologica e la resistenza termica del fluido, dimostrando la sua capacità di sopprimere i rischi operativi e preservare l'integrità del pozzo all'interno dell'ultra-HTHP

ambienti.

La retribuzione oggettiva è l'arenaria compatta a bassa permeabilità, che ha introdotto il blocco dell'acqua come vincolo di progettazione principale. La mancata corrispondenza tra le dimensioni delle particelle di barite e le gole dei pori del serbatoio ha amplificato il rischio di danni alla formazione. Sono stati valutati molteplici percorsi di mitigazione chimica; è stato selezionato un tensioattivo su misura per l'implementazione sul campo. Questo tensioattivo sopprime la tensione interfacciale a temperature ultra elevate, attenuando il blocco dell'acqua e mantenendo la compatibilità con il serbatoio.

La selezione degli additivi ha sostenuto il controllo della stabilità dei fluidi, la soppressione delle perdite di fluidi HTHP e la garanzia dell'integrità del pozzo durante tutta la campagna. I risultati sul campo confermano che questo cambiamento radicale nella tecnologia WBDF migliora l’efficienza operativa e la sicurezza per la perforazione offshore ultra-HTHP. Il caso offre conoscenze ingegneristiche utilizzabili e soluzioni collaudate sul campo, a supporto di uno sviluppo di petrolio e gas più efficiente e sostenibile.

La regione occidentale del bacino del Tarim è un tipico giacimento di petrolio e gas profondo e ultraprofondo con condizioni geologiche complesse in Cina. Quest'area comprende uno spesso strato di sale e gesso, strati di salamoia ad alta pressione e altre formazioni con alte pressioni e un complesso sistema di pressione. Queste caratteristiche geologiche presentano sfide come un alto rischio di contaminazione dei fluidi di perforazione da parte dei fluidi di formazione, l'interramento profondo di serbatoi subsalini, alte temperature e difficoltà nella progettazione dei fluidi di perforazione. In questo documento, analizzando e ottimizzando sistematicamente gli additivi chiave, è stato sviluppato un sistema di fluidi di perforazione e completamento a base di olio diesel resistente a temperature ultra elevate di 220 gradi con una densità di 2,60 g/cm³. È stata valutata la prestazione complessiva. Utilizzando un emulsionante ad alta temperatura sviluppato in modo indipendente (BZ-PSE), un modificatore della viscosità del silicato di litio modificato organicamente (BZ-CHT) e riduttori di perdita di fluido composti (BZ-OLG/BZ-OSL), il sistema ha mantenuto un'eccellente stabilità reologica (punto di snervamento > 4,3 Pa) e capacità di controllo della filtrazione (perdita di fluido HTHP < 4,8 mL) anche dopo l'invecchiamento a 220 gradi. Il sistema ha dimostrato una resistenza alla contaminazione da parte di salamoie composite al 30-50%, trucioli di sale-gesso al 15% e cemento al 10%, dimostrando la sua capacità di gestire efficacemente scisti fangosi estremamente spessi, strati di sale-gesso e salamoia ad alta pressione. Sono stati condotti test sul campo nei pozzi GL 3C, DB X, Boz 13X e Boz 3X. I risultati hanno indicato che i fluidi di perforazione e i fluidi di completamento a base di olio diesel ad alta temperatura e densità possono affrontare efficacemente le sfide tecniche poste dall’instabilità del pozzo in spessi strati di sale-gesso, dall’invasione di salamoia ad alta pressione e dal degrado delle prestazioni in condizioni di temperatura ultraelevata, fornendo un supporto tecnico affidabile per la perforazione sicura ed efficiente di formazioni complesse simili.

Il giacimento di Tlamatini, scoperto nel 2019, contiene significativi giacimenti di petrolio e gas in acque poco profonde al largo della costa dello stato di Tabasco, in Messico. L'area è nota per la completa perdita di circolazione in alcuni intervalli, instabilità del pozzo, formazioni altamente permeabili, afflussi di gas aggravati dalle variazioni della pressione dei pori e frequenti tubi bloccati a causa delle pressioni differenziali. Queste sfide in genere comportano costi aggiuntivi dovuti a ulteriori requisiti di materiale fluido, corse aggiuntive del rivestimento e tempi di perforazione più lunghi.

Quando la squadra di Impact Fluids è arrivata all'impianto di perforazione, le operazioni stavano riscontrando una perdita totale di circolazione nella porzione del serbatoio da 26 pollici. intervallo compreso tra 565 e 1.000 m (da 1.850 a 3.280 piedi) MD, dove il gradiente di frattura irregolare era pari a 1,16 sg (9,68 lb/gal) in alcuni punti. Durante la foratura del 26 pollici. Dopo un intervallo con un fluido di perforazione a base acquosa polimerico inibitore, il peso del fango è stato aumentato da 1,16 a 1,20 sg (da 9,68 a 10 libbre/gal). Il 20 pollici. Il percorso dell'involucro è stato bloccato e cementato a 565 m MD. Le opzioni erano: 1) eseguire un rivestimento sacrificale da 565 a 1.000 m MD o 2) continuare a perforare il tubo da 16 pollici. intervallo da 1.000 a 1.680 m (da 3.280 a 5.510 piedi) MD aumentando il peso del fango da 1,25 a 1,33 sg (da 10,4 a 11,1 lb/gal). Il peso più elevato del fango nelle condizioni esistenti innescherebbe sicuramente ulteriore instabilità del pozzo, afflussi di gas, tubi bloccati e metterebbe a repentaglio la capacità di completare il 16 pollici. intervallo a 1.680 m.

Il primo passo è stato controllare la circolazione perduta e rafforzare il pozzo con i prodotti FLC® e la pillola LCP 2000®. Durante il primo giorno, le pillole FLC® SUPREME e FLC® EXTREME hanno risolto il problema della perdita totale di circolazione nel 26-in. intervallo.

La seconda fase è stata quella di perforare l'intervallo compreso tra 1000 e 1680 attraverso le formazioni altamente permeabili del Pliocene medio e inferiore utilizzando lo stabilizzatore di pozzo FLC 2000® aggiunto al fluido di perforazione a base di petrolio per sigillare efficacemente i pori della formazione e isolare il pozzo dalle variazioni di pressione della formazione. Dopo ogni stand, sono state utilizzate pillole di prodotti FLC® per stabilizzare il pozzo per migliorare la schermatura del pozzo. La schermatura del pozzo ha isolato efficacemente il pozzo dagli afflussi della formazione e ha mitigato i problemi di migrazione del gas, oltre a ridurre il rischio di perdite di fango che portano all'instabilità del pozzo e all'adesione differenziale.

Tre pillole FLC® hanno fermato la circolazione persa totale nel 26-in. intervallo in meno di un giorno. Il 16 pollici. L'intervallo è stato perforato in 6 giorni con zero perdite di fango e dilavamento minimo aggiungendo FLC 2000® al fluido di perforazione e pillole FLC® SUPREME per migliorare ulteriormente la schermatura del pozzo. Il ROP medio era di 40 m/ora e una pressione differenziale di 1.200 psi. Il pozzo è stato perforato con successo per programmare la profondità senza richiedere un rivestimento sacrificale da 565 a 1.000 m.

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