Système OBM — Formulation et propriétés rhéologiques

Formulation de boue à base d'huile et propriétés du fluide vieilli

Chauffer à 190 degrés pendant 16 heures ; Test de perte de fluide HTHP à 190 degrés et 3,45 MPa.

Le système Volos™ maintient des propriétés rhéologiques stables lors d'une exposition statique prolongée à des températures extrêmes. Combiné avec son dépôt mince de gâteau de filtration, il permet des opérations efficaces de diagraphie filaire, de fonctionnement du tubage et de cimentation. Sa formulation sur mesure minimise l'ECD élevé, la perte de circulation, les tuyaux coincés et autres risques de fond de trou, tout en offrant une protection aux outils de fond de trou. Profils géologiques applicables : réservoirs épuisés, carbonates fracturés, formations sujettes aux pertes.

-Plage de profondeur : 3 000 à 5 000 m

-Fluide de forage primaire : OBM, déployé avec du matériel à circulation perdue (LCM)

Le champ Raudhatain, dans le nord du Koweït, nécessite une technologie spécialisée en matière de fluides de forage pour relever en toute sécurité les défis du fond de trou. L’objectif est de débloquer les réserves d’hydrocarbures dans les formations profondes et d’optimiser les conditions d’exploitation et de développement des réserves. Une conception technique et adaptée à l’usage permet le développement de l’intervalle du Jurassique inférieur tout en réduisant le coût global de construction du puits. Une solution d'ingénierie structurée a été déployée pour atténuer les risques de forage associés au régime géologique du Jurassique inférieur.

Trois puits décalés antérieurs nécessitaient des revêtements pour isoler les formations à haute pression, limitant le puits de forage à 3⅞ pouces. dérive. Le puits TD en question devait traverser à la fois les intervalles Najmah à haute pression et les zones appauvries. La section Middle Marrat a été forée en un seul 6 pouces. section de trou à l’aide du forage à pression gérée (MPD). Cette conception permet d'obtenir un forage de complétion plus grand, réduisant considérablement les dépenses de construction des puits en réduisant la durée du cycle de forage et en améliorant l'efficacité opérationnelle.

Solution fluide conçue sur mesure pour forer en toute sécurité du schiste à haute pression (17,0 ppg) et du calcaire appauvri (9,5 ppg) dans un régime de débit unique.

Maintenir les propriétés rhéologiques tout en réduisant le poids de la boue après avoir pénétré dans la zone à haute pression, permettant ainsi la poursuite du forage dans des formations appauvries

Atténuer les risques d’effondrement des forages et de collage différentiel

Section horizontale étendue de forage (3 171 pieds)

Les trois puits décalés précédents nécessitaient des revêtements pour isoler les formations à haute pression, ce qui limitait la dérive en fond de trou à 3⅞ pouces. Le programme de puits en question cible à la fois l'intervalle à haute pression de Najmah et l'intervalle de Middle Marrat pauvre en hydrocarbures. Le forage sous pression géré (MPD) a été déployé pour forer ces intervalles dans un seul 6 pouces. section de trou. Cette configuration réduit considérablement les coûts de construction des puits en réduisant le nombre de jours de forage et offre une dérive d'achèvement plus importante pour des performances de production améliorées.

La technologie de renforcement des puits de forage a été déployée avec succès pour la première fois pour forer l'intervalle à haute pression de Najmah et le calcaire appauvri du Moyen Marrat dans le profil horizontal étendu du bloc ONE, sur une longueur mesurée de 3 171 pieds. L'élimination d'un train de tubage intermédiaire a permis l'entrée dans la zone payante par un 6 pouces. forage, plutôt que de compléter le réservoir sur un diamètre restreint de 3⅞-in. trou rempli de boue. Cela augmente considérablement les taux de production potentiels. Aucun événement d'instabilité grave du puits de forage n'a été enregistré lors du forage de cet intervalle. La durée totale du cycle du puits était inférieure à 50 % du plus rapide des trois puits décalés, qui ont été forés avec deux tailles de trous distinctes (Figure 2).

L'additif de circulation perdue nanostabilisé avec des particules submicroniques est formulé pour améliorer les performances de renforcement des puits de forage. Il augmente l'efficacité du traitement, optimise la qualité du gâteau de filtration et réduit encore davantage la perte de fluide HTHP du fluide. DISC : La gestion de la densité NAF sur cet intervalle a nécessité une planification et une conception technique détaillées.

-Le forage pour cet intervalle a commencé avec un poids de boue de 17,0 ppg au sommet de la section, puis réduit à 9,5 ppg pour forer le réservoir épuisé de Middle Marrat.

-Un plan opérationnel a été élaboré et exécuté pour atténuer le lessivage du trou de forage et la constriction du trou dans la section du trou à ciel ouvert. Pendant le forage, une dilution avec un fluide de pré-mélange frais non pondéré et un traitement additif concomitant ont été appliqués pour maintenir la concentration de l'ensemble de pontage/scellement (Figure 1).

-L'équipe technique expérimentée de Newpark Fluid System a assuré la supervision sur site et la gestion opérationnelle.

Condition de test : roulage à chaud à 150 degrés pendant 16 h · Rapport huile/eau 80:20 · Température de test 65 degrés

Tableau 1 - Formulation

Tableau 2 - Propriétés de rhéologie et de contrôle des puits

Le forage offshore Ultra-HTHP impose des contraintes techniques sévères. Les fluides non aqueux ont longtemps été l’option par défaut pour ces environnements de fond hostiles, en raison de leur robuste stabilité thermique. Les progrès de la science des polymères ont toutefois élargi l’enveloppe opérationnelle des fluides de forage à base d’eau (WBDF) dans des régimes aussi extrêmes.

Le premier champ gazier offshore ultra-HTHP dans la mer de Chine méridionale présente des conditions de fond de trou de 190 à 197 degrés, une densité de fluide de 2,30 à 2,35 sg, une marge de pression étroite de 0,07 à 0,10 sg, un risque d'afflux de CO₂/H₂S et un angle de trou maximum de 53 degrés. La susceptibilité aux pertes souterraines imposait à l'opérateur une conception de fluide à base d'eau. Aucune priorité de champ analogue n'existe à l'échelle mondiale pour les puits directionnels ultra-HTHP, en particulier pour les puits TD dépassant 5 000 m.

Ce travail détaille la conception de la formulation et le déploiement sur le terrain d'un système WBDF personnalisé dans trois puits ultra-HTHP. Un programme complet de tests en laboratoire associé à une modélisation préalable a permis d'obtenir un fluide présentant une rhéologie contrôlée, une stabilité thermique soutenue et une suspension d'agent alourdissant fiable. Les protocoles d'exécution sur le terrain sont documentés, ainsi que les voies d'optimisation future des performances dans ces conditions extrêmes de fond de trou.

L'affaissement de la barytine représente un mode de défaillance principal pour les systèmes fluides à haute densité. L'ajustement de la formulation a donné un facteur d'affaissement statique (SF) inférieur à 0,53 après un vieillissement statique de 5 jours à 200 degrés, validant ainsi la stabilité lors d'une exposition statique prolongée à haute température. Cette caractérisation couvre la réponse rhéologique et l'endurance thermique du fluide, prouvant sa capacité à supprimer les risques opérationnels et à préserver l'intégrité du puits de forage au sein de l'ultra-HTHP.

environnements.

L'objectif est le grès étanche à faible perméabilité, qui a introduit le blocage de l'eau comme contrainte de conception fondamentale. L'inadéquation entre la taille des particules de barytine et la gorge des pores du réservoir a amplifié le risque de dommages à la formation. Plusieurs voies d'atténuation chimiques ont été évaluées ; un tensioactif sur mesure a été sélectionné pour le déploiement sur le terrain. Ce tensioactif supprime la tension interfaciale à des températures ultra-élevées, atténuant le blocage de l'eau et maintenant la compatibilité du réservoir.

La sélection d'additifs a soutenu le contrôle de la stabilité des fluides, la suppression des pertes de fluides HTHP et l'assurance de l'intégrité des puits de forage tout au long de la campagne. Les résultats sur le terrain confirment que ce changement radical dans la technologie WBDF améliore l'efficacité opérationnelle et la sécurité du forage offshore ultra-HTHP. Le cas fournit des enseignements techniques exploitables et des solutions éprouvées sur le terrain, soutenant un développement pétrolier et gazier plus efficace et plus durable.

La région occidentale du bassin du Tarim est un réservoir de pétrole et de gaz profond et ultra-profond typique avec des conditions géologiques complexes en Chine. Cette zone comprend une épaisse couche de sel et de gypse, des couches de saumure à haute pression et d'autres formations à haute pression et un système de pression complexe. Ces caractéristiques géologiques présentent des défis tels qu'un risque élevé de contamination des fluides de forage par les fluides de formation, l'enfouissement profond des réservoirs sous-salifères, des températures élevées et des difficultés de conception des fluides de forage. Dans cet article, en sélectionnant et en optimisant systématiquement les additifs clés, un système de fluide de forage et de complétion à base de diesel résistant à des températures ultra-élevées de 220 degrés avec une densité de 2,60 g/cm³ a ​​été développé. La performance globale a été évaluée. Utilisant un émulsifiant à haute température développé indépendamment (BZ-PSE), un modificateur de viscosité de silicate de lithium organiquement modifié (BZ-CHT) et des réducteurs de perte de fluide composés (BZ-OLG/BZ-OSL), le système a maintenu une excellente stabilité rhéologique (point d'écoulement > 4,3 Pa) et une capacité de contrôle de filtration (perte de fluide HTHP < 4,8 ml) même après vieillissement à 220 degrés. Le système a démontré une résistance à la contamination par 30 à 50 % de saumures composites, 15 % de déblais de sel et de gypse et 10 % de ciment, prouvant ainsi sa capacité à traiter efficacement des schistes vaseux extrêmement épais, des couches de sel et de gypse et de la saumure à haute pression. Des tests sur le terrain ont été réalisés dans les puits GL 3C, DB X, Boz 13X et Boz 3X. Les résultats ont indiqué que les fluides de forage et les fluides de complétion à base de diesel haute température et haute densité peuvent relever efficacement les défis techniques posés par l'instabilité des puits de forage dans d'épaisses couches de sel et de gypse, l'invasion de saumure à haute pression et la dégradation des performances dans des conditions d'ultra-haute température, fournissant un support technique fiable pour le forage sûr et efficace de formations complexes similaires.

Le champ Tlamatini, découvert en 2019, contient d'importants gisements de pétrole et de gaz dans les eaux peu profondes au large des côtes de l'État de Tabasco, au Mexique. La zone est connue pour une perte totale de circulation à certains intervalles, une instabilité des puits de forage, des formations hautement perméables, des afflux de gaz aggravés par les variations de pression interstitielle et de fréquents tuyaux coincés en raison de pressions différentielles. Ces défis entraînent généralement des coûts supplémentaires en raison des besoins supplémentaires en matériaux fluides, des parcours de tubage supplémentaires et des temps de forage plus longs.

Lorsque l'équipe d'Impact Fluids est arrivée sur la plate-forme, les opérations connaissaient une perte totale de circulation dans la partie du 26 pouces. intervalle de 565 à 1 000 m (1 850 à 3 280 pi) MD où le gradient de fracture erratique était aussi faible que 1,16 sg (9,68 lb/gal) par endroits. Pendant le perçage du 26 pouces. intervalle avec un fluide de forage polymère inhibiteur à base d'eau, le poids de la boue a été augmenté de 1,16 à 1,20 sg (9,68 à 10 lb/gal). Le 20 pouces. Le tubage était bloqué et cimenté à 565 m MD. Les options étaient les suivantes : 1) exécuter un tubage sacrificiel de 565 à 1 000 m MD ou 2) continuer le forage du 16 pouces. intervalle de 1 000 à 1 680 m (3 280 à 5 510 pieds) MD tout en augmentant le poids de la boue de 1,25 à 1,33 sg (10,4 à 11,1 lb/gal). Le poids plus élevé de la boue dans les conditions existantes déclencherait certainement une instabilité supplémentaire du puits de forage, des afflux de gaz, des tuyaux coincés et mettrait en péril la capacité de terminer le 16 pouces. intervalle à 1 680 m.

La première étape consistait à contrôler la perte de circulation et à renforcer le puits de forage avec les produits FLC® et la pilule LCP 2000®. Au cours du premier jour, les pilules FLC® SUPREME et FLC® EXTREME ont résolu le problème de perte totale de circulation dans le 26 pouces. intervalle.

La deuxième étape consistait à forer l'intervalle 1 000 à 1 680 à travers les formations hautement perméables du Pliocène moyen et inférieur en utilisant le stabilisateur de puits FLC 2000® ajouté au fluide de forage à base de pétrole pour sceller efficacement les pores de la formation et isoler le puits des variations de pression de la formation. Après chaque support, des pilules de produits stabilisants de puits FLC® ont été appliquées pour améliorer la protection du puits. La protection du puits de forage a efficacement isolé le puits de forage des afflux de formation et atténué les problèmes de migration de gaz tout en réduisant le risque de pertes de boue conduisant à une instabilité du puits de forage et à un collage différentiel.

Trois pilules FLC® ont stoppé la perte totale de circulation dans les 26 pouces. intervalle en moins d'une journée. Le 16 pouces. L'intervalle a été foré en 6 jours avec zéro perte de boue et un lessivage minimal en ajoutant du FLC 2000® au fluide de forage et des pilules FLC® SUPREME pour améliorer encore la protection du puits de forage. La ROP moyenne était de 40 m/h et une pression différentielle de 1 200 psi. Le puits a été foré avec succès à la profondeur programmée sans nécessiter de tubage sacrificiel de 565 à 1 000 m.

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