OBM-System – Formulierung und rheologische Eigenschaften

Ölbasierte Schlammformulierung und gealterte Flüssigkeitseigenschaften

16 Stunden lang bei 190 Grad heißwalzen; HTHP-Flüssigkeitsverlusttest bei 190 Grad und 3,45 MPa.

Das Volos™-System behält stabile rheologische Eigenschaften bei längerer statischer Einwirkung unter extremen Temperaturen. In Kombination mit der dünnen Filterkuchenabscheidung ermöglicht es eine effiziente drahtgebundene Protokollierung, Verrohrung und Zementierung. Seine maßgeschneiderte Formulierung minimiert erhöhte ECD, verlorene Zirkulation, festsitzende Rohre und andere Gefahren im Bohrloch und bietet gleichzeitig Schutz für Bohrlochwerkzeuge. Anwendbare geologische Profile: erschöpfte Lagerstätten, gebrochene Karbonate, verlustanfällige Formationen.

-Tiefenbereich: 3000–5000 m

-Primäre Bohrflüssigkeit: OBM, eingesetzt mit Lost-Circulation-Material (LCM)

Das Raudhatain-Feld im Norden Kuwaits erfordert spezielle Bohrflüssigkeitstechnologie, um die Herausforderungen im Bohrloch sicher zu bewältigen. Ziel ist es, Kohlenwasserstoffreserven in tiefen Formationen zu erschließen und die Bedingungen für die Ausbeutung und Erschließung der Reserven zu optimieren. Ein technisches, zweckmäßiges Design ermöglicht die Erschließung des Unterjura-Intervalls und senkt gleichzeitig die Gesamtkosten für den Bohrlochbau. Eine strukturierte technische Lösung wurde eingesetzt, um Bohrrisiken im Zusammenhang mit dem geologischen Regime des Unterjura zu mindern.

Drei frühere versetzte Bohrlöcher erforderten Auskleidungen, um Hochdruckformationen zu isolieren, wodurch das Bohrloch auf 3⅞ Zoll beschränkt wurde. Drift. Die geplante TD-Bohrung sollte sowohl Najmah-Hochdruckabschnitte als auch erschöpfte Zonen durchqueren. Der Abschnitt Middle Marrat wurde in einem einzigen 6-Zoll-Bohrloch gebohrt. Bohrlochabschnitt mittels Managed Pressure Drilling (MPD). Dieses Design ermöglicht eine größere Abschlussbohrung, wodurch die Kosten für den Bohrlochbau erheblich gesenkt werden, indem die Bohrzykluszeit verkürzt und die Betriebseffizienz gesteigert wird.

Maßgeschneiderte Flüssigkeitslösung zum sicheren Bohren von Hochdruckschiefer (17,0 ppg) und abgereichertem Kalkstein (9,5 ppg) in einem einzigen Durchflussregime.

Behalten Sie die rheologischen Eigenschaften bei und reduzieren Sie gleichzeitig das Schlammgewicht nach dem Eindringen in die Hochdruckzone, sodass das Bohren in erschöpften Formationen fortgesetzt werden kann

Verringern Sie das Risiko eines Bohrlocheinsturzes und eines Festsitzens des Differenzials

Bohren Sie den erweiterten horizontalen Abschnitt (3.171 Fuß)

Die drei vorangegangenen versetzten Bohrlöcher erforderten Auskleidungen, um Hochdruckformationen zu isolieren, was die Bohrlochdrift auf 3⅞ Zoll begrenzte. Das vorliegende Bohrprogramm zielt sowohl auf den Najmah-Hochdruckabschnitt als auch auf den kohlenwasserstoffarmen Middle-Marrat-Abschnitt ab. Managed Pressure Drilling (MPD) wurde eingesetzt, um diese Abschnitte innerhalb eines einzigen 6-Zoll-Durchmessers zu bohren. Lochabschnitt. Diese Konfiguration senkt die Bohrlochbaukosten erheblich, indem sie Bohrtage verkürzt und einen größeren Fertigstellungsstollen für eine verbesserte Produktionsleistung liefert.

Bohrlochverstärkungstechnologie wurde zum ersten Mal erfolgreich eingesetzt, um den Najmah-Hochdruckabschnitt und den ausgelaugten Middle-Marrat-Kalkstein innerhalb des erweiterten horizontalen Profils in Block ONE über eine gemessene Länge von 3.171 Fuß zu bohren. Bohrloch, anstatt das Reservoir über einen begrenzten 3⅞-Zoll zu vervollständigen. schlammgefülltes Loch. Dies erhöht die voraussichtlichen Produktionsraten erheblich. Während der Bohrungen in diesem Abschnitt wurden keine schwerwiegenden Bohrlochinstabilitätsereignisse registriert. Die Gesamtzykluszeit des Bohrlochs lag unter 50 % der schnellsten der drei versetzten Bohrlöcher, die mit zwei unterschiedlichen Lochgrößen gebohrt wurden (Abbildung 2).

Das nanostabilisierte Additiv mit verlorener Zirkulation und Partikeln im Submikronbereich wurde entwickelt, um die Bohrlochverstärkungsleistung zu verbessern. Es steigert die Behandlungseffizienz, optimiert die Qualität des Filterkuchens und reduziert den HTHP-Flüssigkeitsverlust der Flüssigkeit weiter. DISC: Das NAF-Dichtemanagement in diesem Zeitraum erforderte eine detaillierte Planung und einen technischen Entwurf.

- Die Bohrungen für diesen Abschnitt begannen mit einem Schlammgewicht von 17,0 ppg am oberen Ende des Abschnitts und wurden dann auf 9,5 ppg reduziert, um das erschöpfte Reservoir Middle Marrat zu bohren.

-Es wurde ein Betriebsplan entwickelt und umgesetzt, um das Auswaschen des Bohrlochs und die Verengung des Bohrlochs im Abschnitt des offenen Bohrlochs zu verringern. Während des Bohrens wurde eine Verdünnung mit ungewichteter frischer Vormischungsflüssigkeit und eine gleichzeitige Additivbehandlung angewendet, um die Konzentration des Überbrückungs-/Dichtungspakets aufrechtzuerhalten (Abbildung 1).

-Das erfahrene technische Team von Newpark Fluid System sorgte für die Überwachung vor Ort und das Betriebsmanagement.

Testbedingung: Heißwalzen bei 150 Grad für 16 Stunden · Öl/Wasser-Verhältnis 80:20 · Testtemperatur 65 Grad

Tabelle 1 - Formulierung

Tabelle 2 - Rheologie- und Bohrlochkontrolleigenschaften

Ultra-HTHP-Offshore-Bohrungen unterliegen strengen technischen Einschränkungen. Aufgrund ihrer robusten thermischen Stabilität sind nichtwässrige Flüssigkeiten seit langem die Standardoption für diese lebensfeindlichen Bohrlochumgebungen. Fortschritte in der Polymerwissenschaft haben jedoch den Einsatzbereich für wasserbasierte Bohrflüssigkeiten (WBDF) in solch extremen Umgebungen erweitert.

Das erste Ultra-HTHP-Offshore-Gasfeld im Südchinesischen Meer weist Bodenbedingungen von 190–197 Grad, eine Flüssigkeitsdichte von 2,30–2,35 sg, eine enge Druckspanne von 0,07–0,10 sg, ein CO₂/H₂S-Einströmrisiko und einen maximalen Lochwinkel von 53 Grad auf. Die Anfälligkeit für Verluste unter der Oberfläche erforderte für den Betreiber ein wasserbasiertes Flüssigkeitsdesign. Für Ultra-HTHP-Richtungsbohrungen, insbesondere für Bohrloch-TDs über 5000 m, gibt es weltweit keine analoge Feldpriorität.

Diese Arbeit beschreibt detailliert das Formulierungsdesign und den Feldeinsatz eines benutzerdefinierten WBDF-Systems in drei Ultra-HTHP-Bohrlöchern. Ein umfassendes Labortestprogramm in Verbindung mit einer Modellierung vor dem Auftrag lieferte eine Flüssigkeit mit kontrollierter Rheologie, anhaltender thermischer Stabilität und zuverlässiger Beschwerungsmittelsuspension. Es werden Protokolle zur Feldausführung sowie Wege zur zukünftigen Leistungsoptimierung unter diesen extremen Bedingungen im Bohrloch dokumentiert.

Barytdurchhang stellt eine primäre Fehlerursache für Flüssigkeitssysteme mit hoher Dichte dar. Die Optimierung der Formulierung ergab einen statischen Durchhangfaktor (SF) von unter 0,53 nach 5 Tagen statischer Alterung bei 200 Grad, was die Stabilität bei längerer statischer Hochtemperatureinwirkung bestätigte. Diese Charakterisierung umfasst die rheologische Reaktion und die thermische Beständigkeit des Fluids und beweist seine Fähigkeit, betriebliche Gefahren zu unterdrücken und die Bohrlochintegrität innerhalb von Ultra-HTHP zu bewahren

Umgebungen.

Die objektive Lösung ist dichter Sandstein mit geringer Durchlässigkeit, der die Wasserblockierung als zentrale Designbeschränkung einführte. Die Diskrepanz zwischen der Größe der Barytpartikel und den Porenhälsen des Reservoirs erhöhte das Risiko einer Formationsschädigung. Es wurden mehrere Wege zur chemischen Schadensminderung bewertet; Für die Feldeinführung wurde ein maßgeschneidertes Tensid ausgewählt. Dieses Tensid unterdrückt die Grenzflächenspannung bei ultrahohen Temperaturen, verringert die Wasserblockierung und erhält die Reservoirkompatibilität aufrecht.

Die Auswahl der Zusatzstoffe unterstützte die Flüssigkeitsstabilitätskontrolle, die Unterdrückung von HTHP-Flüssigkeitsverlusten und die Sicherung der Bohrlochintegrität während der gesamten Kampagne. Die Feldergebnisse bestätigen, dass dieser Schritt in der WBDF-Technologie die betriebliche Effizienz und Sicherheit für Ultra-HTHP-Offshore-Bohrungen verbessert. Der Fall liefert umsetzbare technische Erkenntnisse und praxiserprobte Lösungen und unterstützt eine effizientere, nachhaltigere Öl- und Gasentwicklung.

Die westliche Region des Tarim-Beckens ist ein typisches tiefes und ultratiefes Öl- und Gasreservoir mit komplexen geologischen Bedingungen in China. Dieses Gebiet umfasst eine dicke Salz-Gips-Schicht, Hochdruck-Soleschichten und andere Formationen mit hohen Drücken und einem komplexen Drucksystem. Diese geologischen Merkmale stellen Herausforderungen dar, wie z. B. ein hohes Risiko einer Bohrflüssigkeitskontamination durch Formationsflüssigkeiten, die tiefe Versenkung von Untersalzreservoirs, hohe Temperaturen und Schwierigkeiten bei der Gestaltung von Bohrflüssigkeiten. In dieser Arbeit wurde durch systematisches Screening und Optimieren wichtiger Additive ein Bohr- und Komplettierungsflüssigkeitssystem auf Dieselölbasis entwickelt, das ultrahohen Temperaturen von 220 Grad standhält und eine Dichte von 2,60 g/cm³ aufweist. Bewertet wurde die Gesamtleistung. Unter Verwendung eines unabhängig entwickelten Hochtemperaturemulgators (BZ-PSE), eines organisch modifizierten Lithiumsilikat-Viskositätsmodifikators (BZ-CHT) und zusammengesetzter Flüssigkeitsverlustreduzierer (BZ-OLG/BZ-OSL) behielt das System auch nach Alterung bei 220 Grad eine hervorragende rheologische Stabilität (Fließgrenze > 4,3 Pa) und Filtrationskontrollkapazität (HTHP-Flüssigkeitsverlust < 4,8 ml) bei. Das System zeigte eine Beständigkeit gegen Kontamination durch 30–50 % zusammengesetzte Solen, 15 % Salz-Gips-Abschnitte und 10 % Zement und bewies damit seine Fähigkeit, extrem dicken Schlammschiefer, Salz-Gips-Schichten und Hochdrucksole effektiv zu verarbeiten. Feldtests wurden in den Bohrlöchern GL 3C, DB X, Boz 13X und Boz 3X durchgeführt. Die Ergebnisse zeigten, dass die auf Dieselöl basierenden Hochtemperatur-Bohrspülungen und Fertigstellungsflüssigkeiten mit hoher Dichte die technischen Herausforderungen, die durch Bohrlochinstabilität in dicken Salz-Gips-Schichten, Hochdruck-Soleinvasion und Leistungsabfall unter Ultrahochtemperaturbedingungen entstehen, wirksam bewältigen können und zuverlässige technische Unterstützung für das sichere und effiziente Bohren ähnlich komplexer Formationen bieten.

Das 2019 entdeckte Tlamatini-Feld enthält bedeutende Öl- und Gasvorkommen im flachen Wasser vor der Küste des mexikanischen Bundesstaates Tabasco. Das Gebiet ist für einen vollständigen Zirkulationsverlust in einigen Abschnitten, Bohrlochinstabilität, hochpermeable Formationen, Gaseinströme, die durch Schwankungen des Porendrucks verstärkt werden, und häufige steckengebliebene Rohre aufgrund von Differenzdrücken bekannt. Diese Herausforderungen führen in der Regel zu zusätzlichen Kosten aufgrund des zusätzlichen Bedarfs an flüssigem Material, zusätzlicher Verrohrungsstrecken und längerer Bohrzeiten.

Als das Team von Impact Fluids an der Bohranlage eintraf, kam es im Betrieb zu einem völligen Zirkulationsverlust im Teil des 26-Zoll-Rohrs. Intervall von 565 bis 1.000 m (1.850 bis 3.280 Fuß) MD, wo der unregelmäßige Bruchgradient stellenweise nur 1,16 sg (9,68 lb/gal) betrug. Beim Bohren des 26-Zolls. In einem Intervall mit einer inhibierenden Polymer-Bohrflüssigkeit auf Wasserbasis wurde das Schlammgewicht von 1,16 auf 1,20 sg (9,68 auf 10 lb/gal) erhöht. Der 20-Zoll. Die Verrohrungsstrecke war bei 565 m MD festgeklebt und zementiert. Die Optionen waren: 1) eine Opferverrohrung von 565 auf 1.000 m MD zu betreiben oder 2) das Bohren des 16-Zoll-Durchmessers fortzusetzen. Intervall von 1.000 auf 1.680 m (3.280 auf 5.510 Fuß) MD, während das Schlammgewicht von 1,25 auf 1,33 sg (10,4 auf 11,1 lb/gal) erhöht wird. Das höhere Schlammgewicht würde unter den gegebenen Bedingungen sicherlich zu zusätzlicher Bohrlochinstabilität, Gaszuflüssen und verstopften Rohren führen und die Fähigkeit gefährden, den 16-Zoll-Durchgang fertigzustellen. Intervall bis 1.680 m.

Der erste Schritt bestand darin, den Durchblutungsverlust zu kontrollieren und das Bohrloch mit FLC®-Produkten und der LCP 2000®-Pille zu stärken. Am ersten Tag konnten die Pillen FLC® SUPREME und FLC® EXTREME das Problem des völligen Durchblutungsverlusts im 26-Zoll-Bereich beheben. Intervall.

Der zweite Schritt bestand darin, den Abschnitt 1000 bis 1680 durch die hochpermeablen Formationen des mittleren und unteren Pliozäns zu bohren, wobei der ölbasierten Bohrflüssigkeit der Bohrlochstabilisator FLC 2000® zugesetzt wurde, um die Formationsporen effektiv abzudichten und das Bohrloch von den Formationsdruckschwankungen zu isolieren. Nach jedem Stand wurden Pillen mit FLC®-Bohrlochstabilisierungsprodukten verabreicht, um die Bohrlochabschirmung zu verbessern. Die Bohrlochabschirmung isolierte das Bohrloch effektiv von den Formationszuflüssen und milderte die Gasmigrationsprobleme sowie das Risiko von Schlammverlusten, die zu Bohrlochinstabilität und unterschiedlichem Festsitzen führten.

Drei FLC®-Pillen stoppten den gesamten Durchblutungsverlust im 26-Zoll-Bereich. Intervall in weniger als einem Tag. Der 16-Zoll. Das Bohrintervall wurde in 6 Tagen ohne Schlammverluste und minimaler Auswaschung durch Zugabe von FLC 2000® zur Bohrflüssigkeit und FLC® SUPREME-Pillen gebohrt, um die Bohrlochabschirmung weiter zu verbessern. Der durchschnittliche ROP betrug 40 m/h und ein Differenzdruck von 1.200 psi. Das Bohrloch wurde erfolgreich bis zur Programmtiefe gebohrt, ohne dass eine Opferverrohrung von 565 bis 1.000 m erforderlich war.

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