Sistema OBM: formulación y propiedades reológicas

Formulación de lodo a base de aceite y propiedades de fluido envejecido.

Calentar rodando a 190 grados durante 16 horas; Prueba de pérdida de fluido HTHP a 190 grados y 3,45 MPa.

El sistema Volos™ mantiene propiedades reológicas estables durante una exposición estática prolongada bajo temperaturas extremas. Combinado con su fina deposición de revoque de filtración, permite operaciones eficientes de registro, ejecución de revestimiento y cementación con cable. Su formulación personalizada minimiza el ECD elevado, la pérdida de circulación, las tuberías atascadas y otros peligros en el fondo del pozo, al tiempo que brinda protección para las herramientas del fondo del pozo. Perfiles geológicos aplicables: yacimientos agotados, carbonatos fracturados, formaciones propensas a pérdidas.

-Rango de profundidad: 3000–5000 m

-Fluido de perforación primario: OBM, desplegado con material de pérdida de circulación (LCM)

El campo Raudhatain en el norte de Kuwait exige tecnología de fluidos de perforación especializada para abordar de manera segura los desafíos del fondo del pozo. El objetivo es desbloquear reservas de hidrocarburos en formaciones profundas y optimizar las condiciones para la explotación y desarrollo de las reservas. Un diseño diseñado y adaptado al propósito permite el desarrollo del intervalo del Jurásico Inferior al tiempo que reduce el costo general de construcción del pozo. Se implementó una solución de ingeniería estructurada para mitigar los riesgos de perforación asociados con el régimen geológico del Jurásico Inferior.

Tres pozos adyacentes anteriores requirieron revestimientos para aislar formaciones de alta presión, lo que restringió el pozo a 3⅞ pulgadas. deriva. Se planificó que el pozo TD en cuestión atravesara tanto los intervalos de Najmah de alta presión como las zonas agotadas. La sección Middle Marrat se perforó en una sola perforación de 6 pulgadas. sección del pozo utilizando perforación con presión administrada (MPD). Este diseño ofrece una perforación de terminación más grande, lo que reduce significativamente los gastos de construcción del pozo al reducir el tiempo del ciclo de perforación y aumentar la eficiencia operativa.

Solución de fluido personalizada diseñada para perforar de forma segura esquisto de alta presión (17,0 ppg) y piedra caliza agotada (9,5 ppg) dentro de un régimen de flujo único.

Mantenga las propiedades reológicas mientras reduce el peso del lodo después de penetrar la zona de alta presión, lo que permite continuar con la perforación en formaciones agotadas.

Mitigar los riesgos de colapso del pozo y atascamiento del diferencial

Perforación de sección horizontal extendida (3171 pies)

Los tres pozos adyacentes anteriores requirieron revestimientos para aislar las formaciones de alta presión, lo que limitó la deriva en el fondo del pozo a 3⅞ pulgadas. El programa de pozos en cuestión apunta tanto al intervalo de alta presión de Najmah como al intervalo de Middle Marrat, pobre en hidrocarburos. Se implementó perforación a presión administrada (MPD) para perforar estos intervalos dentro de un solo orificio de 6 pulgadas. sección del agujero. Esta configuración reduce sustancialmente los costos de construcción de pozos al reducir los días de perforación y ofrece una mayor deriva de terminación para mejorar el rendimiento de la producción.

La tecnología de fortalecimiento del pozo se implementó con éxito por primera vez para perforar el intervalo Najmah de alta presión y la piedra caliza agotada de Middle Marrat dentro del perfil horizontal extendido en el Bloque UNO, en una longitud medida de 3171 pies. La eliminación de una sarta de revestimiento intermedia permitió la entrada a la zona productiva a través de una tubería de 6 pulgadas. pozo, en lugar de completar el yacimiento a través de un pozo restringido de 3⅞ pulgadas. hoyo lleno de barro. Esto eleva sustancialmente las tasas de producción potenciales. No se registraron eventos graves de inestabilidad del pozo durante la perforación de este intervalo. El tiempo total del ciclo del pozo estuvo por debajo del 50% del más rápido de los tres pozos adyacentes, que se perforaron con dos tamaños de orificios separados (Figura 2).

El aditivo de pérdida de circulación nanoestabilizado con partículas submicrónicas está formulado para mejorar el desempeño del fortalecimiento del pozo. Aumenta la eficiencia del tratamiento, optimiza la calidad del revoque y reduce aún más la pérdida de fluido HTHP del fluido. DISCO: La gestión de la densidad de NAF durante este intervalo requirió una planificación detallada y un diseño de ingeniería.

-La perforación para este intervalo comenzó con un peso de lodo de 17,0 ppg en la parte superior de la sección, luego se redujo a 9,5 ppg para perforar el yacimiento agotado de Middle Marrat.

-Se desarrolló y ejecutó un plan operativo para mitigar el lavado y la constricción del pozo en la sección del pozo abierto. Durante la perforación, se aplicó dilución con fluido premezcla fresco sin ponderar y tratamiento con aditivos simultáneo para mantener la concentración del paquete de puente/sellado (Figura 1).

-El experimentado equipo técnico de Newpark Fluid System proporcionó supervisión in situ y gestión operativa.

Condición de prueba: Laminación en caliente a 150 grados durante 16 h · Relación aceite/agua 80:20 · Temperatura de prueba 65 grados

Tabla 1 - Formulación

Tabla 2 - Propiedades de reología y control de pozos

La perforación marina Ultra-HTHP impone graves limitaciones técnicas. Los fluidos no acuosos han sido durante mucho tiempo la opción predeterminada para estos entornos hostiles en el fondo del pozo, debido a su sólida estabilidad térmica. Sin embargo, los avances en la ciencia de los polímeros han ampliado el ámbito operativo de los fluidos de perforación a base de agua (WBDF) en regímenes tan extremos.

El primer campo de gas marino ultra-HTHP en el Mar de China Meridional presenta condiciones de fondo de pozo de 190 a 197 grados, densidad de fluido de 2,30 a 2,35 sg, un estrecho margen de presión de 0,07 a 0,10 sg, riesgo de entrada de CO₂/H₂S y un ángulo máximo del pozo de 53 grados. La susceptibilidad a las pérdidas del subsuelo exigió al operador un diseño de fluido a base de agua. No existe un precedente de campo análogo a nivel mundial para pozos direccionales ultra-HTHP, particularmente para pozos TD de más de 5000 m.

Este trabajo detalla el diseño de formulación y la implementación de campo de un sistema WBDF personalizado en tres pozos ultra-HTHP. Un programa completo de pruebas de laboratorio, junto con un modelado previo al trabajo, produjo un fluido con reología controlada, estabilidad térmica sostenida y una suspensión de agente de ponderación confiable. Los protocolos de ejecución de campo están documentados, junto con vías para la optimización futura del rendimiento en estas condiciones extremas del fondo del pozo.

El hundimiento de la barita representa un modo de falla primario para los sistemas de fluidos de alta densidad. El ajuste de la formulación produjo un factor de hundimiento estático (SF) inferior a 0,53 después de 5 días de envejecimiento estático a 200 grados, lo que valida la estabilidad durante la exposición estática prolongada a altas temperaturas. Esta caracterización cubre la respuesta reológica y la resistencia térmica del fluido, lo que demuestra su capacidad para suprimir los riesgos operativos y preservar la integridad del pozo dentro de ultra-HTHP.

ambientes.

El objetivo es la arenisca compacta de baja permeabilidad, que introdujo el bloqueo de agua como una limitación central del diseño. El desajuste entre el tamaño de las partículas de barita y las gargantas de los poros del yacimiento amplificó el riesgo de daños a la formación. Se evaluaron múltiples rutas de mitigación química; Se seleccionó un tensioactivo personalizado para su implementación en el campo. Este surfactante suprime la tensión interfacial a temperaturas ultraaltas, atenuando el bloqueo de agua y manteniendo la compatibilidad con el yacimiento.

La selección de aditivos respaldó el control de la estabilidad del fluido, la supresión de la pérdida de fluido HTHP y la garantía de la integridad del pozo durante toda la campaña. Los resultados de campo confirman que este cambio radical en la tecnología WBDF mejora la eficiencia operativa y la seguridad para la perforación marina ultra-HTHP. El caso ofrece aprendizajes de ingeniería prácticos y soluciones probadas en el campo, que respaldan un desarrollo de petróleo y gas más eficiente y sostenible.

La región occidental de la cuenca del Tarim es un típico yacimiento de petróleo y gas profundo y ultraprofundo con condiciones geológicas complejas en China. Esta área incluye una gruesa capa de sal y yeso, capas de salmuera de alta presión y otras formaciones con altas presiones y un sistema de presión complejo. Estas características geológicas presentan desafíos como un alto riesgo de contaminación del fluido de perforación por fluidos de formación, el entierro profundo de yacimientos subsal, altas temperaturas y dificultad en el diseño de fluidos de perforación. En este artículo, mediante la selección y optimización sistemática de aditivos clave, se desarrolló un sistema de fluido de perforación y terminación a base de diesel resistente a temperaturas ultraaltas de 220 grados con una densidad de 2,60 g/cm³. Se evaluó el desempeño general. Utilizando un emulsionante de alta temperatura desarrollado independientemente (BZ-PSE), un modificador de viscosidad de silicato de litio modificado orgánicamente (BZ-CHT) y reductores de pérdida de fluido compuestos (BZ-OLG/BZ-OSL), el sistema mantuvo una excelente estabilidad reológica (límite elástico > 4,3 Pa) y capacidad de control de filtración (pérdida de fluido HTHP < 4,8 ml) incluso después de envejecer a 220 grados. El sistema demostró una resistencia a la contaminación por 30% a 50% de salmueras compuestas, 15% de recortes de sal y yeso y 10% de cemento, lo que demuestra su capacidad para manejar eficazmente lutitas lodosas extremadamente espesas, capas de sal y yeso y salmuera a alta presión. Las pruebas de campo se realizaron en los pozos GL 3C, DB X, Boz 13X y Boz 3X. Los resultados indicaron que los fluidos de perforación y los fluidos de terminación a base de petróleo diesel de alta densidad y alta temperatura pueden abordar eficazmente los desafíos técnicos planteados por la inestabilidad del pozo en capas gruesas de sal y yeso, la invasión de salmuera a alta presión y la degradación del rendimiento en condiciones de temperatura ultra alta, proporcionando soporte técnico confiable para la perforación segura y eficiente de formaciones complejas similares.

El campo Tlamatini, descubierto en 2019, contiene importantes depósitos de petróleo y gas en aguas poco profundas frente a la costa del estado de Tabasco, México. El área se caracteriza por pérdida total de circulación en algunos intervalos, inestabilidad del pozo, formaciones altamente permeables, entradas de gas agravadas por variaciones en la presión de poro y frecuentes atascamientos de tuberías debido a presiones diferenciales. Estos desafíos generalmente generan costos adicionales debido a requisitos adicionales de material fluido, recorridos adicionales de revestimiento y tiempos de perforación más prolongados.

Cuando el equipo de Impact Fluids llegó a la plataforma, las operaciones estaban experimentando una pérdida total de circulación en la porción del tubo de 26 pulgadas. intervalo de 565 a 1000 m (1850 a 3280 pies) MD donde el gradiente de fractura errático fue tan bajo como 1,16 sg (9,68 lb/gal) en algunos lugares. Mientras perfora el tubo de 26 pulgadas. intervalo con un fluido de perforación a base de agua con polímero inhibidor, el peso del lodo aumentó de 1,16 a 1,20 sg (9,68 a 10 lb/gal). El de 20 pulgadas. El tramo de revestimiento estaba atascado y cementado a 565 m MD. Las opciones eran: 1) ejecutar un revestidor de sacrificio desde 565 a 1000 m MD o 2) continuar perforando el tubo de 16 pulgadas. intervalo de 1000 a 1680 m (3280 a 5510 pies) MD mientras se aumenta el peso del lodo de 1,25 a 1,33 sg (10,4 a 11,1 lb/gal). El mayor peso del lodo en las condiciones existentes ciertamente provocaría inestabilidad adicional en el pozo, entradas de gas, tuberías atascadas y pondría en peligro la capacidad de completar el pozo de 16 pulgadas. intervalo hasta 1.680 m.

El primer paso fue controlar la pérdida de circulación y fortalecer el pozo con productos FLC® y pastilla LCP 2000®. Durante el primer día, las pastillas FLC® SUPREME y FLC® EXTREME remediaron el problema de pérdida total de circulación en el salón de 26 pulgadas. intervalo.

El segundo paso fue perforar el intervalo de 1000 a 1680 a través de las formaciones altamente permeables del Plioceno Medio e Inferior utilizando el estabilizador de pozo FLC 2000® agregado al fluido de perforación a base de petróleo para sellar eficazmente los poros de la formación y aislar el pozo de las variaciones de presión de la formación. Después de cada soporte, se aplicaron pastillas de productos estabilizadores de pozo FLC® para mejorar el blindaje del pozo. El blindaje del pozo lo aisló efectivamente de los influjos de la formación y mitigó los problemas de migración de gas, además de reducir el riesgo de pérdidas de lodo que provocan inestabilidad del pozo y adherencia diferencial.

Tres pastillas FLC® detuvieron la pérdida total de circulación en el salón de 26 pulgadas. intervalo en menos de un día. El de 16 pulgadas. El intervalo se perforó en 6 días con cero pérdidas de lodo y un lavado mínimo agregando FLC 2000® al fluido de perforación y pastillas FLC® SUPREME para mejorar aún más el blindaje del pozo. La ROP promedio fue de 40 m/h y una presión diferencial de 1200 psi. El pozo se perforó con éxito hasta la profundidad programada sin necesidad de revestimiento de sacrificio de 565 a 1.000 m.

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