Sistem OBM - Formulasi & Sifat Reologi

Formulasi Lumpur Berbasis Minyak dan sifat fluida tua

Penggulungan panas pada suhu 190 derajat selama 16 jam; Uji kehilangan cairan HTHP pada 190 derajat dan 3,45 MPa.

Sistem Volos™ mempertahankan sifat reologi yang stabil selama paparan statis yang berkepanjangan pada suhu ekstrem. Dikombinasikan dengan pengendapan kue filter yang tipis, hal ini memungkinkan logging kabel, pengoperasian casing, dan operasi penyemenan yang efisien. Formulasinya yang disesuaikan meminimalkan peningkatan ECD, kehilangan sirkulasi, pipa tersangkut, dan bahaya lubang bawah lainnya, sekaligus memberikan perlindungan untuk peralatan lubang bawah. Profil geologi yang berlaku: Reservoir yang habis, karbonat yang retak, formasi yang rawan kehilangan.

-Kisaran kedalaman: 3000–5000 m

-Cairan pengeboran primer: OBM, digunakan dengan material sirkulasi yang hilang (LCM)

Lapangan Raudhatain di Kuwait utara memerlukan teknologi fluida pengeboran khusus untuk mengatasi tantangan lubang bawah dengan aman. Tujuannya adalah untuk membuka cadangan hidrokarbon dalam formasi dalam dan mengoptimalkan kondisi untuk eksploitasi dan pengembangan cadangan. Desain yang direkayasa dan sesuai dengan tujuan memungkinkan pengembangan interval Jurassic Bawah sekaligus mengurangi biaya konstruksi sumur secara keseluruhan. Solusi rekayasa terstruktur diterapkan untuk mengurangi risiko pengeboran yang terkait dengan rezim geologi Jurassic Bawah.

Tiga sumur offset sebelumnya memerlukan lapisan untuk mengisolasi formasi bertekanan tinggi, sehingga membatasi lubang sumur hingga 3⅞-in. melayang. Subjek sumur TD direncanakan melintasi interval Najmah bertekanan tinggi dan zona terkuras. Bagian Marrat Tengah dibor dalam satu lubang 6-in. bagian lubang menggunakan Managed Pressure Drilling (MPD). Desain ini menghasilkan lubang penyelesaian yang lebih besar, sehingga secara signifikan memangkas pengeluaran konstruksi sumur dengan mengurangi waktu siklus pengeboran dan meningkatkan efisiensi operasional.

Solusi cairan khusus yang direkayasa untuk mengebor serpih bertekanan tinggi (17,0 ppg) dan batu kapur yang terkuras (9,5 ppg) dengan aman dalam satu rezim aliran.

Mempertahankan sifat reologi sekaligus mengurangi berat lumpur setelah menembus zona bertekanan tinggi, memungkinkan pengeboran lanjutan ke dalam formasi yang sudah habis

Mengurangi risiko keruntuhan lubang bor dan penempelan diferensial

Bor bagian horizontal yang diperpanjang (3,171 kaki)

Tiga sumur offset sebelumnya memerlukan lapisan untuk mengisolasi formasi bertekanan tinggi, yang membatasi penyimpangan lubang bawah hingga 3⅞ inci. Program sumur subjek menargetkan interval Najmah bertekanan tinggi dan interval Marrat Tengah yang ramping hidrokarbon. Pengeboran Tekanan Terkelola (MPD) dikerahkan untuk mengebor interval ini dalam satu 6-in. bagian lubang. Konfigurasi ini menghemat biaya konstruksi dengan mengurangi hari rig dan menghasilkan penyimpangan penyelesaian yang lebih besar untuk meningkatkan kinerja produksi.

Teknologi penguatan lubang sumur berhasil diterapkan untuk pertama kalinya untuk mengebor interval Najmah bertekanan tinggi dan menghabiskan batu kapur Marrat Tengah dalam profil horizontal yang diperluas di Blok ONE, pada panjang terukur 3.171 kaki. Menghilangkan rangkaian selubung perantara memungkinkan masuk ke zona pembayaran melalui lubang 6 inci. lubang bor, daripada menyelesaikan reservoir pada kedalaman 3⅞‑in yang terbatas. lubang berisi lumpur. Hal ini secara signifikan meningkatkan tingkat produksi yang prospektif. Tidak ada kejadian ketidakstabilan lubang sumur parah yang tercatat selama pengeboran pada interval ini. Total waktu siklus sumur berada di bawah 50% dari tiga sumur offset tercepat, yang dibor dengan dua ukuran lubang terpisah (Gambar 2).

Aditif sirkulasi hilang yang distabilkan secara nano dengan partikel submikron diformulasikan untuk meningkatkan kinerja penguatan lubang sumur. Ini meningkatkan efisiensi perawatan, mengoptimalkan kualitas kue filter dan selanjutnya mengurangi kehilangan cairan HTHP cairan. DISC: Manajemen kepadatan NAF pada interval ini memerlukan perencanaan rinci dan desain teknik.

-Pengeboran untuk interval ini dimulai dengan berat lumpur 17,0 ppg di bagian atas, kemudian dikurangi menjadi 9,5 ppg untuk mengebor reservoir Middle Marrat yang sudah habis.

-Rencana operasional dikembangkan dan dilaksanakan untuk mengurangi pencucian lubang bor dan penyempitan lubang di bagian lubang terbuka. Saat pengeboran, pengenceran dengan cairan pra-campuran segar tanpa bobot dan perlakuan aditif secara bersamaan diterapkan untuk menjaga konsentrasi paket penghubung/penyegel (Gambar 1).

-Tim teknis Newpark Fluid System yang berpengalaman memberikan pengawasan di lokasi dan manajemen operasional.

Kondisi Pengujian: Penggulungan Panas pada 150 derajat selama 16 jam · Rasio Minyak/Air 80:20 · Suhu Uji 65 derajat

Tabel 1 - Rumusan

Tabel 2 - Properti Reologi & Kontrol Sumur

Pengeboran lepas pantai ultra-HTHP menimbulkan kendala teknis yang parah. Fluida non-air telah lama menjadi pilihan utama untuk lingkungan lubang bawah yang tidak bersahabat ini, karena stabilitas termalnya yang kuat. Kemajuan dalam ilmu polimer, bagaimanapun, telah memperluas cakupan operasi untuk cairan pengeboran berbasis air (WBDF) dalam kondisi ekstrem seperti itu.

Ladang gas lepas pantai ultra-HTHP pertama di Laut Cina Selatan memiliki kondisi lubang dasar 190–197 derajat, kepadatan fluida 2,30–2,35 sg, margin tekanan ketat 0,07–0,10 sg, risiko masuknya CO₂/H₂S, dan sudut lubang maksimum 53 derajat. Kerentanan kehilangan bawah permukaan mengharuskan operator merancang desain fluida berbasis air. Tidak ada prioritas lapangan yang serupa secara global untuk sumur berarah ultra-HTHP, khususnya untuk TD sumur yang melebihi 5000 m.

Pekerjaan ini merinci desain formulasi dan penerapan sistem WBDF khusus di tiga sumur ultra-HTHP di lapangan. Program uji laboratorium lengkap ditambah dengan pemodelan pra-pekerjaan menghasilkan cairan dengan reologi terkontrol, stabilitas termal berkelanjutan, dan suspensi zat pembobot yang andal. Protokol eksekusi lapangan didokumentasikan, bersama dengan jalur untuk optimalisasi kinerja di masa depan dalam kondisi downhole yang ekstrem ini.

Barit yang melorot mewakili mode kegagalan utama untuk sistem fluida kepadatan tinggi. Penyetelan formulasi menghasilkan faktor sag statis (SF) di bawah 0,53 setelah penuaan statis selama 5 hari pada suhu 200 derajat, memvalidasi stabilitas selama paparan statis suhu tinggi yang berkepanjangan. Karakterisasi ini mencakup respon reologi fluida dan ketahanan termal, membuktikan kapasitasnya untuk menekan bahaya operasional dan menjaga integritas lubang sumur dalam ultra-HTHP

lingkungan.

Bayaran obyektifnya adalah batupasir ketat dengan permeabilitas rendah, yang menjadikan pemblokiran air sebagai kendala desain inti. Ketidaksesuaian antara ukuran partikel barit dan pori-pori reservoir memperbesar risiko kerusakan formasi. Berbagai rute mitigasi bahan kimia dievaluasi; surfaktan yang disesuaikan dipilih untuk peluncuran lapangan. Surfaktan ini menekan tegangan antar muka pada suhu sangat tinggi, mengurangi penyumbatan air dan menjaga kompatibilitas reservoir.

Pemilihan aditif mendukung kontrol stabilitas fluida, penekanan kehilangan cairan HTHP, dan jaminan integritas lubang sumur selama kampanye. Hasil lapangan mengkonfirmasi bahwa perubahan bertahap dalam teknologi WBDF ini meningkatkan efisiensi operasional dan keselamatan pengeboran lepas pantai ultra-HTHP. Kasus ini memberikan pembelajaran teknik yang dapat ditindaklanjuti dan solusi yang telah terbukti di lapangan, mendukung pengembangan minyak dan gas yang lebih efisien dan berkelanjutan.

Wilayah barat Cekungan Tarim merupakan reservoir minyak dan gas dalam dan sangat dalam dengan kondisi geologi yang kompleks di Tiongkok. Daerah ini meliputi lapisan garam-gipsum yang tebal, lapisan air garam bertekanan tinggi, dan formasi lain dengan tekanan tinggi dan sistem tekanan yang kompleks. Ciri-ciri geologi ini menghadirkan tantangan seperti tingginya risiko kontaminasi cairan pengeboran oleh cairan formasi, terkuburnya reservoir subsalt dalam-dalam, suhu tinggi, dan kesulitan dalam merancang cairan pengeboran. Dalam makalah ini, dengan menyaring dan mengoptimalkan aditif utama secara sistematis, sistem cairan pengeboran dan penyelesaian berbasis minyak diesel yang tahan terhadap suhu ultra-tinggi 220 derajat dengan kepadatan 2,60 g/cm³ dikembangkan. Kinerja keseluruhan dievaluasi. Memanfaatkan pengemulsi suhu tinggi (BZ-PSE) yang dikembangkan secara independen, pengubah viskositas litium silikat yang dimodifikasi secara organik (BZ-CHT), dan senyawa pengurang kehilangan cairan (BZ-OLG/BZ-OSL), sistem ini mempertahankan stabilitas reologi yang sangat baik (titik hasil > 4,3 Pa) dan kapasitas kontrol filtrasi (kehilangan cairan HTHP < 4,8 mL) bahkan setelah penuaan pada 220 derajat. Sistem ini menunjukkan ketahanan terhadap kontaminasi oleh 30–50% air asin komposit, 15% potongan garam-gipsum, dan 10% semen, membuktikan kemampuannya untuk secara efektif menangani serpih lumpur yang sangat tebal, lapisan garam-gipsum, dan air garam bertekanan tinggi. Uji lapangan dilakukan pada sumur GL 3C, DB X, Boz 13X, dan Boz 3X. Hasilnya menunjukkan bahwa cairan pengeboran dan cairan penyelesaian berbahan dasar minyak diesel bersuhu tinggi dan berdensitas tinggi dapat secara efektif mengatasi tantangan teknis yang ditimbulkan oleh ketidakstabilan lubang sumur pada lapisan garam-gipsum yang tebal, invasi air garam bertekanan tinggi, dan penurunan kinerja dalam kondisi suhu sangat tinggi, sehingga memberikan dukungan teknis yang andal untuk pengeboran yang aman dan efisien pada formasi kompleks serupa.

Lapangan Tlamatini, ditemukan pada tahun 2019, mengandung cadangan minyak dan gas dalam jumlah besar di perairan dangkal di lepas pantai negara bagian Tabasco, Meksiko. Daerah tersebut terkenal karena hilangnya sirkulasi total dalam beberapa interval, ketidakstabilan lubang sumur, formasi yang sangat permeabel, masuknya gas yang diperburuk oleh variasi tekanan pori, dan seringnya pipa tersangkut karena perbedaan tekanan. Tantangan-tantangan ini biasanya menimbulkan biaya tambahan karena kebutuhan material fluida tambahan, pengerjaan casing tambahan, dan waktu pengeboran yang lebih lama.

Ketika tim Impact Fluids tiba di rig, operasi mengalami kehilangan sirkulasi total pada porsi 26-in. interval dari 565 hingga 1.000 m (1.850 hingga 3.280 kaki) MD dengan gradien rekahan yang tidak menentu di beberapa tempat serendah 1,16 sg (9,68 lb/gal). Saat mengebor 26-in. interval dengan cairan pengeboran berbasis air polimer penghambat, berat lumpur meningkat dari 1,16 menjadi 1,20 sg (9,68 hingga 10 lb/gal). 20-in. casing run macet dan disemen pada ketinggian 565 m MD. Pilihannya adalah: 1) menjalankan casing korban dari 565 hingga 1.000 m MD atau 2) melanjutkan pengeboran 16-in. interval dari 1.000 hingga 1.680 m (3.280 hingga 5.510 kaki) MD sekaligus meningkatkan berat lumpur dari 1,25 menjadi 1,33 sg (10,4 hingga 11,1 lb/gal). Berat lumpur yang lebih tinggi pada kondisi saat ini tentu akan menambah ketidakstabilan lubang sumur, masuknya gas, pipa macet, dan membahayakan kemampuan menyelesaikan 16-in. interval hingga 1.680 m.

Langkah pertama yang dilakukan adalah mengendalikan kehilangan sirkulasi dan memperkuat lubang sumur dengan produk FLC® dan pil LCP 2000®. Pada hari pertama, pil FLC® SUPREME dan FLC® EXTREME mengatasi masalah kehilangan sirkulasi total pada 26-in. selang.

Langkah kedua adalah mengebor interval 1000 hingga 1680 melalui formasi Pliosen Tengah dan Bawah yang sangat permeabel menggunakan penstabil lubang sumur FLC 2000® yang ditambahkan ke cairan pengeboran berbasis minyak untuk menutup pori-pori formasi secara efektif dan mengisolasi lubang sumur dari variasi tekanan formasi. Setelah setiap stand, pil produk penstabil lubang sumur FLC® dijalankan untuk meningkatkan pelindung lubang sumur. Pelindung lubang sumur secara efektif mengisolasi lubang sumur dari masuknya formasi dan memitigasi masalah migrasi gas serta mengurangi risiko hilangnya lumpur yang menyebabkan ketidakstabilan lubang sumur dan penempelan diferensial.

Tiga pil FLC® menghentikan total sirkulasi yang hilang dalam 26-in. interval dalam waktu kurang dari sehari. 16 inci. interval pengeboran dilakukan dalam 6 hari dengan kehilangan lumpur nol dan pencucian minimal dengan menambahkan FLC 2000® ke dalam cairan pengeboran dan pil FLC® SUPREME untuk lebih meningkatkan pelindung lubang sumur. ROP rata-rata adalah 40 m3/jam dan tekanan diferensial 1.200 psi. Sumur tersebut berhasil dibor hingga kedalaman terprogram tanpa memerlukan casing korban dari 565 hingga 1.000 m.

Unduh