ระบบ OBM — การกำหนดสูตรและคุณสมบัติทางรีโอโลยี

สูตรโคลนจากน้ำมันและคุณสมบัติของของเหลวที่มีอายุมากขึ้น

รีดร้อนที่ 190 องศา นาน 16 ชม. การทดสอบการสูญเสียของเหลว HTHP ที่ 190 องศา และ 3.45 MPa

ระบบ Volos™ จะรักษาคุณสมบัติทางรีโอโลยีที่เสถียรในระหว่างการสัมผัสกับไฟฟ้าสถิตเป็นเวลานานภายใต้อุณหภูมิที่สูงมาก เมื่อรวมกับการทับถมของเค้กกรองบางๆ ทำให้สามารถบันทึกแบบมีสาย การเดินท่อ และการดำเนินการประสานได้อย่างมีประสิทธิภาพ สูตรที่ออกแบบโดยเฉพาะจะช่วยลด ECD ที่เพิ่มขึ้น การสูญเสียการไหลเวียน ท่อติด และอันตรายอื่นๆ ในหลุมเจาะ ขณะเดียวกันก็ให้การปกป้องเครื่องมือในหลุมเจาะ ลักษณะทางธรณีวิทยาที่เกี่ยวข้อง: แหล่งกักเก็บที่หมดสิ้น คาร์บอเนตที่แตกหัก การก่อตัวที่สูญเสียได้ง่าย

-ช่วงความลึก: 3,000–5,000 ม

-น้ำมันเจาะหลัก: OBM ใช้กับวัสดุหมุนเวียนที่สูญเสียไป (LCM)

ทุ่ง Raudhatain ทางตอนเหนือของคูเวตต้องการเทคโนโลยีน้ำมันเจาะแบบพิเศษเพื่อรับมือกับความท้าทายในหลุมเจาะอย่างปลอดภัย วัตถุประสงค์คือการปลดล็อกปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนในรูปแบบที่ลึกและปรับเงื่อนไขให้เหมาะสมสำหรับการแสวงหาประโยชน์และการพัฒนาปริมาณสำรอง การออกแบบทางวิศวกรรมที่เหมาะกับวัตถุประสงค์ช่วยให้สามารถพัฒนาช่วงจูราสสิกตอนล่างในขณะที่ลดต้นทุนการก่อสร้างบ่อโดยรวม มีการใช้โซลูชันทางวิศวกรรมที่มีโครงสร้างเพื่อลดความเสี่ยงในการขุดเจาะที่เกี่ยวข้องกับระบบทางธรณีวิทยาของยุคจูราสสิกตอนล่าง

บ่อออฟเซ็ตก่อนหน้านี้ 3 หลุมต้องใช้แผ่นบุรองเพื่อแยกชั้นหินแรงดันสูง โดยจำกัดหลุมเจาะไว้ที่ 3⅞ นิ้ว ดริฟท์ บ่อน้ำทดสอบ TD ได้รับการวางแผนให้เคลื่อนที่ผ่านทั้งช่วง Najmah ที่มีแรงดันสูงและโซนที่หมดสิ้น ส่วน Middle Marrat ถูกเจาะด้วยขนาด 6 นิ้วเพียงตัวเดียว ส่วนรูโดยใช้ Managed Pressure Drilling (MPD) การออกแบบนี้ให้การเจาะที่สมบูรณ์มากขึ้น ช่วยลดค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างอย่างมากโดยลดเวลารอบการขุดเจาะและเพิ่มประสิทธิภาพการดำเนินงาน

สารละลายของไหลแบบกำหนดเองที่ได้รับการออกแบบทางวิศวกรรมเพื่อเจาะหินแรงดันสูง (17.0 ppg) และหินปูนที่หมดสภาพแล้ว (9.5 ppg) ได้อย่างปลอดภัยภายในระบบการไหลครั้งเดียว

รักษาคุณสมบัติทางรีโอโลยีในขณะที่ลดน้ำหนักโคลนหลังจากเจาะโซนแรงดันสูง ช่วยให้สามารถเจาะต่อไปในชั้นหินที่หมดสภาพแล้วได้

ลดความเสี่ยงของการพังทลายของหลุมเจาะและการเกาะติดของส่วนต่าง

เจาะขยายส่วนแนวนอน (3,171 ฟุต)

หลุมเยื้องศูนย์ก่อนหน้าสามหลุมต้องใช้แผ่นบุรองเพื่อแยกชั้นหินแรงดันสูง ซึ่งจำกัดการเบี่ยงเบนของหลุมเจาะไว้ที่ 3⅞ นิ้ว โปรแกรมหลุมเจาะกำหนดเป้าหมายทั้งช่วง Najmah แรงดันสูงและช่วง Middle Marrat แบบลีนไฮโดรคาร์บอน การเจาะด้วยแรงดันที่มีการจัดการ (MPD) ถูกนำมาใช้เพื่อเจาะช่วงเวลาเหล่านี้ภายในระยะ 6 นิ้วเดียว ส่วนหลุม การกำหนดค่านี้ช่วยลดต้นทุนการก่อสร้างได้อย่างมากโดยการลดจำนวนวันแท่นขุดเจาะ และให้ระยะเวลาในการก่อสร้างที่ใหญ่ขึ้นเพื่อประสิทธิภาพการผลิตที่ดีขึ้น

เทคโนโลยีการเสริมความแข็งแรงของหลุมเจาะถูกปรับใช้อย่างประสบความสำเร็จเป็นครั้งแรกในการเจาะช่วง Najmah แรงดันสูงและหินปูน Middle Marrat ที่หมดสิ้นภายในโปรไฟล์แนวนอนที่ขยายใน Block ONE ซึ่งมีความยาวที่วัดได้ 3,171 ฟุต การขจัดสายปลอกตรงกลางทำให้สามารถเข้าสู่โซนจ่ายเงินผ่านความสูง 6 นิ้วได้ หลุมเจาะ แทนที่จะเติมอ่างเก็บน้ำจนเต็มในระยะ 3⅞‑in ที่จำกัดไว้ หลุมที่เต็มไปด้วยโคลน สิ่งนี้จะช่วยยกระดับอัตราการผลิตที่คาดหวังอย่างมาก ไม่มีเหตุการณ์ความไม่เสถียรของหลุมเจาะที่รุนแรงถูกบันทึกในขณะที่เจาะช่วงเวลานี้ รอบเวลารวมของหลุมต่ำกว่า 50% ของหลุมชดเชยที่เร็วที่สุดทั้งสามหลุม ซึ่งเจาะด้วยรูสองขนาดแยกกัน (รูปที่ 2)

สารเติมแต่งการไหลเวียนที่สูญเสียความเสถียรระดับนาโนพร้อมอนุภาคขนาดต่ำกว่าไมครอน ได้รับการคิดค้นขึ้นเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการเสริมความแข็งแกร่งของหลุมเจาะ ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการบำบัด ปรับคุณภาพเค้กตัวกรองให้เหมาะสม และลดการสูญเสียของเหลว HTHP ของของเหลวอีกด้วย DISC: การจัดการความหนาแน่นของ NAF ในช่วงเวลานี้จำเป็นต้องมีการวางแผนโดยละเอียดและการออกแบบทางวิศวกรรม

-การเจาะในช่วงเวลานี้เริ่มต้นที่น้ำหนักโคลน 17.0 ppg ที่ด้านบนของส่วน จากนั้นลดลงเหลือ 9.5 ppg เพื่อเจาะอ่างเก็บน้ำ Middle Marrat ที่หมดสิ้นแล้ว

- แผนปฏิบัติการได้รับการพัฒนาและดำเนินการเพื่อลดการชะล้างของหลุมเจาะและการหดตัวของรูในส่วนหลุมเปิด ขณะเจาะ เจือจางด้วยของเหลวผสมล่วงหน้าสดที่ไม่ได้ถ่วงน้ำหนักและการบำบัดด้วยสารเติมแต่งที่เกิดขึ้นพร้อมกัน เพื่อรักษาความเข้มข้นของบรรจุภัณฑ์ที่เชื่อมต่อ/ปิดผนึก (รูปที่ 1)

-ทีมงานด้านเทคนิคที่มีประสบการณ์ของ Newpark Fluid System ให้การควบคุมดูแลและการจัดการการปฏิบัติงานนอกสถานที่

เงื่อนไขการทดสอบ: กลิ้งความร้อนที่ 150 องศา เป็นเวลา 16 ชั่วโมง · อัตราส่วนน้ำมัน/น้ำ 80:20 · อุณหภูมิทดสอบ 65 องศา

ตาราง 1 - สูตรผสม

ตารางที่ 2 - คุณสมบัติรีโอโลจีและการควบคุมหลุม

การขุดเจาะนอกชายฝั่ง Ultra-HTHP ทำให้เกิดข้อจำกัดทางเทคนิคที่รุนแรง ของเหลวที่ไม่มีน้ำเป็นตัวเลือกเริ่มต้นมานานแล้วสำหรับสภาพแวดล้อมใต้หลุมเจาะที่ไม่เป็นมิตรเหล่านี้ เนื่องมาจากเสถียรภาพทางความร้อนที่แข็งแกร่ง อย่างไรก็ตาม ความก้าวหน้าในวิทยาศาสตร์พอลิเมอร์ได้ขยายขอบเขตการดำเนินงานสำหรับน้ำมันเจาะที่ใช้น้ำ (WBDF) ในสภาพแวดล้อมที่รุนแรงเช่นนี้

แหล่งก๊าซนอกชายฝั่ง ultra-HTHP แห่งแรกในทะเลจีนใต้มีสภาวะก้นหลุมที่ 190–197 องศา ความหนาแน่นของของเหลว 2.30–2.35 sg ขอบความดันที่แน่นอยู่ที่ 0.07–0.10 sg ความเสี่ยงการไหลเข้าของ CO₂/H₂S และมุมของรูสูงสุดที่ 53 องศา ความไวต่อการสูญเสียใต้ผิวดินได้รับคำสั่งให้ออกแบบของเหลวที่ใช้น้ำสำหรับผู้ปฏิบัติงาน ไม่มีลำดับความสำคัญของฟิลด์ที่คล้ายคลึงกันทั่วโลกสำหรับหลุมที่มีทิศทางแบบ Ultra-HTHP โดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับ TD ของหลุมที่เกินกว่า 5,000 ม.

งานนี้ให้รายละเอียดเกี่ยวกับการออกแบบการกำหนดสูตรและการใช้งานภาคสนามของระบบ WBDF แบบกำหนดเองในหลุม Ultra-HTHP สามหลุม โปรแกรมการทดสอบในห้องปฏิบัติการเต็มรูปแบบควบคู่กับการสร้างแบบจำลองก่อนการทำงานทำให้ได้ของเหลวที่มีรีโอโลยีควบคุม มีความเสถียรทางความร้อนที่ยั่งยืน และระบบแขวนลอยของสารถ่วงน้ำหนักที่เชื่อถือได้ โปรโตคอลการดำเนินการภาคสนามได้รับการจัดทำเป็นเอกสาร ร่วมกับเส้นทางสำหรับการเพิ่มประสิทธิภาพการทำงานในอนาคตภายใต้สภาวะหลุมเจาะที่รุนแรงเหล่านี้

การลดลงของแบไรท์แสดงถึงโหมดความล้มเหลวหลักสำหรับระบบของไหลที่มีความหนาแน่นสูง การปรับสูตรผสมให้ผลค่า static sag factor (SF) ต่ำกว่า 0.53 หลังจากการบ่มแบบคงที่เป็นเวลา 5 วัน ที่ 200 องศา ซึ่งตรวจสอบความคงตัวในระหว่างการสัมผัสที่อุณหภูมิสูงแบบคงที่เป็นเวลานาน ลักษณะเฉพาะนี้ครอบคลุมถึงการตอบสนองทางรีโอโลยีและความทนทานต่อความร้อนของของไหล ซึ่งพิสูจน์ความสามารถในการระงับอันตรายจากการปฏิบัติงานและรักษาความสมบูรณ์ของหลุมเจาะภายใน Ultra-HTHP

สภาพแวดล้อม

ค่าตอบแทนตามวัตถุประสงค์คือหินทรายที่มีความสามารถในการซึมผ่านต่ำ ซึ่งทำให้เกิดการปิดกั้นน้ำเป็นข้อจำกัดในการออกแบบหลัก ความไม่ตรงกันระหว่างขนาดอนุภาคแบไรท์และรูพรุนของอ่างเก็บน้ำทำให้ความเสี่ยงต่อความเสียหายของชั้นหินเพิ่มมากขึ้น มีการประเมินเส้นทางบรรเทาสารเคมีหลายเส้นทาง มีการเลือกสารลดแรงตึงผิวที่ออกแบบเฉพาะสำหรับการเปิดตัวภาคสนาม สารลดแรงตึงผิวนี้ยับยั้งแรงตึงผิวที่อุณหภูมิสูงเป็นพิเศษ ลดการปิดกั้นน้ำ และรักษาความเข้ากันได้ของอ่างเก็บน้ำ

การเลือกสารเติมแต่งเป็นรากฐานของการควบคุมเสถียรภาพของไหล การปราบปรามการสูญเสียของไหล HTHP และการรับประกันความสมบูรณ์ของหลุมเจาะตลอดการรณรงค์ ผลการศึกษาภาคสนามยืนยันว่าการเปลี่ยนแปลงขั้นตอนในเทคโนโลยี WBDF นี้ช่วยปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานและความปลอดภัยสำหรับการขุดเจาะนอกชายฝั่งแบบ ultra-HTHP กรณีนี้มอบการเรียนรู้ทางวิศวกรรมที่นำไปปฏิบัติได้จริงและโซลูชันที่ได้รับการพิสูจน์แล้วในภาคสนาม ซึ่งสนับสนุนการพัฒนาน้ำมันและก๊าซที่มีประสิทธิภาพและยั่งยืนมากขึ้น

พื้นที่ทางตะวันตกของลุ่มน้ำ Tarim เป็นแหล่งกักเก็บน้ำมันและก๊าซที่ลึกและลึกเป็นพิเศษซึ่งมีสภาพทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อนในประเทศจีน บริเวณนี้ประกอบด้วยชั้นเกลือ-ยิปซั่มหนา ชั้นน้ำเกลือแรงดันสูง และชั้นหินอื่นๆ ที่มีแรงดันสูงและระบบแรงดันที่ซับซ้อน ลักษณะทางธรณีวิทยาเหล่านี้ทำให้เกิดความท้าทาย เช่น ความเสี่ยงสูงที่ของเหลวในการขุดเจาะจะปนเปื้อนจากของเหลวในชั้นหิน การฝังลึกของแหล่งกักเก็บเกลือใต้ผิวดิน อุณหภูมิสูง และความยากลำบากในการออกแบบของเหลวในการขุดเจาะ ในบทความนี้ โดยการคัดกรองและเพิ่มประสิทธิภาพสารเติมแต่งหลักอย่างเป็นระบบ ทำให้ได้พัฒนาระบบของเหลวที่ใช้น้ำมันดีเซลและการขุดเจาะขั้นสุดท้ายซึ่งทนทานต่ออุณหภูมิที่สูงเป็นพิเศษ 220 องศา โดยมีความหนาแน่น 2.60 กรัม/ซม.³ ได้รับการพัฒนา มีการประเมินประสิทธิภาพโดยรวม ด้วยการใช้อิมัลซิไฟเออร์อุณหภูมิสูง (BZ-PSE) ที่พัฒนาขึ้นอย่างอิสระ ตัวปรับความหนืดลิเธียมซิลิเกตดัดแปลงแบบอินทรีย์ (BZ-CHT) และอุปกรณ์ลดการสูญเสียของเหลวแบบผสม (BZ-OLG/BZ-OSL) ระบบจึงรักษาเสถียรภาพทางรีโอโลยีที่ดีเยี่ยม (จุดคราก > 4.3 Pa) และความสามารถในการควบคุมการกรอง (การสูญเสียของไหล HTHP < 4.8 มล.) แม้หลังจากบ่มที่อุณหภูมิ 220 องศา ระบบแสดงให้เห็นถึงความต้านทานต่อการปนเปื้อนด้วยน้ำเกลือผสม 30-50% เกลือ-ยิปซั่ม 15% และซีเมนต์ 10% ซึ่งพิสูจน์ให้เห็นถึงความสามารถในการจัดการกับหินโคลนหนามาก ชั้นเกลือ-ยิปซั่ม และน้ำเกลือแรงดันสูงได้อย่างมีประสิทธิภาพ การทดสอบภาคสนามดำเนินการในหลุม GL 3C, DB X, Boz 13X และ Boz 3X ผลการวิจัยชี้ให้เห็นว่าน้ำมันเจาะที่ใช้น้ำมันดีเซลที่มีความหนาแน่นสูงและอุณหภูมิสูงสามารถจัดการกับความท้าทายทางเทคนิคที่เกิดจากความไม่แน่นอนของหลุมเจาะในชั้นเกลือ-ยิปซั่มหนา การบุกรุกของน้ำเกลือแรงดันสูง และการเสื่อมประสิทธิภาพภายใต้สภาวะที่มีอุณหภูมิสูงเป็นพิเศษ โดยให้การสนับสนุนทางเทคนิคที่เชื่อถือได้สำหรับการเจาะที่ปลอดภัยและมีประสิทธิภาพของชั้นหินที่ซับซ้อนที่คล้ายกัน

ทุ่ง Tlamatini ซึ่งค้นพบในปี 2019 มีแหล่งสะสมของน้ำมันและก๊าซจำนวนมากในน้ำตื้นนอกชายฝั่งของรัฐตาบาสโก ประเทศเม็กซิโก พื้นที่ดังกล่าวมีการสูญเสียการไหลเวียนอย่างสมบูรณ์ในบางช่วง ความไม่แน่นอนของหลุมเจาะ การก่อตัวที่สามารถซึมผ่านได้สูง การไหลเข้าของก๊าซที่รุนแรงขึ้นเนื่องจากการเปลี่ยนแปลงของความดันรูพรุน และท่อที่ติดอยู่บ่อยครั้งเนื่องจากแรงดันที่แตกต่างกัน ความท้าทายเหล่านี้มักนำไปสู่ต้นทุนเพิ่มเติมเนื่องจากความต้องการวัสดุของเหลวเพิ่มเติม การเดินท่อเพิ่มเติม และเวลาในการเจาะที่ยาวนานขึ้น

เมื่อทีมงาน Impact Fluids มาถึงแท่นขุดเจาะ การปฏิบัติงานประสบกับการสูญเสียการหมุนเวียนในส่วนของแท่นขุดเจาะขนาด 26 นิ้วโดยสิ้นเชิง ช่วงเวลาตั้งแต่ 565 ถึง 1,000 ม. (1,850 ถึง 3,280 ฟุต) MD โดยที่การไล่ระดับการแตกหักแบบเอาแน่เอานอนไม่ได้ต่ำเพียง 1.16 เอสกรัม (9.68 ปอนด์/แกลลอน) ในตำแหน่งต่างๆ ขณะเจาะขนาด 26 นิ้ว ช่วงเวลากับของเหลวเจาะที่ใช้น้ำเป็นโพลีเมอร์ยับยั้ง น้ำหนักโคลนเพิ่มขึ้นจาก 1.16 เป็น 1.20 เอสกรัม (9.68 ถึง 10 ปอนด์/แกลลอน) ขนาด 20 นิ้ว ท่อวิ่งติดและซีเมนต์ที่ความสูง 565 ม. MD ทางเลือกคือ: 1) เดินท่อบูชายัญที่ความสูง 565 ถึง 1,000 ม. MD หรือ 2) เจาะท่อขนาด 16 นิ้วต่อไป ช่วงเวลาจาก 1,000 ถึง 1,680 ม. (3,280 ถึง 5,510 ฟุต) MD ในขณะที่เพิ่มน้ำหนักโคลนจาก 1.25 เป็น 1.33 sg (10.4 ถึง 11.1 ปอนด์/แกลลอน) น้ำหนักโคลนที่สูงขึ้นภายใต้สภาวะที่เป็นอยู่จะกระตุ้นให้เกิดความไม่แน่นอนของหลุมเจาะเพิ่มเติม การไหลเข้าของก๊าซ ท่อที่ติดอยู่ และเป็นอันตรายต่อความสามารถในการทำบ่อขนาด 16 นิ้วให้เสร็จสมบูรณ์ ระยะห่างถึง 1,680 ม.

ขั้นตอนแรกคือการควบคุมการไหลเวียนที่สูญเสียไปและเสริมความแข็งแกร่งให้กับหลุมเจาะด้วยผลิตภัณฑ์ FLC® และยาเม็ด LCP 2000® ในช่วงวันแรก ยาเม็ด FLC® SUPREME และ FLC® EXTREME แก้ไขปัญหาการไหลเวียนโลหิตที่สูญเสียไปในขนาด 26 นิ้ว ช่วงเวลา

ขั้นตอนที่สองคือการเจาะช่วง 1000 ถึง 1680 ผ่านชั้นหินไพลโอซีนตอนกลางและตอนล่างที่สามารถซึมผ่านได้สูง โดยใช้ตัวทำให้เสถียรของหลุมเจาะ FLC 2000® ที่เติมลงในน้ำมันเจาะที่ใช้น้ำมันเพื่อปิดผนึกรูพรุนของชั้นหินอย่างมีประสิทธิผล และแยกหลุมเจาะออกจากความแปรผันของความดันของชั้นหิน หลังจากการยืนแต่ละครั้ง เม็ดยาของผลิตภัณฑ์สารเพิ่มความเสถียรของหลุมเจาะ FLC® ถูกรันเพื่อเพิ่มการป้องกันหลุมเจาะ การป้องกันหลุมเจาะแยกหลุมเจาะออกจากการไหลเข้าของชั้นหินได้อย่างมีประสิทธิภาพ และบรรเทาปัญหาการเคลื่อนตัวของก๊าซ พร้อมทั้งลดความเสี่ยงของการสูญเสียโคลนที่นำไปสู่ความไม่แน่นอนของหลุมเจาะและการเกาะติดของส่วนต่าง

ยา FLC® สามเม็ดหยุดการไหลเวียนที่สูญเสียไปทั้งหมดในช่วง 26 นิ้ว ในช่วงเวลาน้อยกว่าหนึ่งวัน ขนาด 16 นิ้ว เจาะช่วงเวลาใน 6 วันโดยไม่มีการสูญเสียโคลนและการชะล้างน้อยที่สุดโดยการเติม FLC 2000® ลงในของเหลวสำหรับการขุดเจาะและยาเม็ด FLC® SUPREME เพื่อเพิ่มการป้องกันหลุมเจาะเพิ่มเติม ROP เฉลี่ยอยู่ที่ 40 ม./ชม. และแรงดันต่างกัน 1,200 psi เจาะหลุมได้สำเร็จตามโปรแกรมความลึกโดยไม่ต้องใช้ปลอกสังเวยจากความสูง 565 ถึง 1,000 ม.

ดาวน์โหลด