Fagstoff

Drill-in fluid – DIF

Publisert: 09.12.2015, Oppdatert: 25.07.2017
  • Innbygg
  • Enkel visning
  • Lytt til tekst
  • Skriv ut

Sentralt i emnet:

  • Tilpasset reservoarboring
  • Kompatibilitet
  • Permeabilitet
  • Stabilisere reservoarformasjonen
  • WARP

Boring i reservoarsonen. Illustrasjon.  

Produktivitet i et reservoar påvises gjennom permeabiliteten, trykket og væskefordelingen (gass, olje, vann).

Drill-in fluid (DIF) er en borevæske som brukes ved boring i reservoarseksjonen for å unngå formasjonsskader (skin) og opprettholde best mulig produksjonssoner. En formasjonsskade har oppstått når permeabiliteten blir dårligere i nærbrønnområdet og dette medfører nedsatt produksjon eller mindre effekt av injeksjon.

Bruk av konvensjonell borevæske ved boring gjennom reservoaret, der faste partikler fra borevæsken kan blokkere hulrom i bergarten, er en vanlig årsak til formasjonsskade.

Konvensjonell borevæske med baryttpartikler kan blokkere porene i bergarten i reservoaret og gi nedsatt permeabilitet, som er en formasjonsskade. Barytt kan ikke fjernes ved hjelp av syre.

Drill-in fluid

Drill-in fluid (DIF) er en borevæske som vanligvis benyttes når man borer gjennom reservoaret.

Drill-in fluid skader ikke produksjonssonen, fordi væsken er bygd opp av andre komponenter enn konvensjonelle borevæsker. Drill-in fluid har lavt eller null faststoffinnholdFaststoffinnhold beskriver innholdet av partikler som ikke løser seg i syre eller væske. Partiklene er tilsatt borevæske for å bidra til å tette porer i formasjonen slik at ikke væske fra borevæsken lekker ut i formasjonen fra brønnen som bores. (low solids or non solids), den er kompatibel med formasjonen, tilsetningsstoffer er løselige med syrer/enzymer, væsken er tilpasset leire i formasjonen slik at leiren ikke reagerer med væsken, og den er kompatibel med kompletteringen.

Bruksområder/virkemåte

Drill-in fluid brukes i reservoaret for å unngå formasjonsskade, altså begrense skin-faktoren og opprettholde produktiviteten. Alle reservoar er unike; det kan derfor være både tids- og kostnadseffektivt å bruke en borevæske som er tilpasset forholdene i reservoaret, som saltinnhold, pH, hardhet på vann, leiremineralogi og emulsjonsdannede egenskaper.

Andre forhold som også må vurderes og tas hensyn til, er trykk og temperatur, og hvor avansert den planlagte brønnbanen er. Av miljø- og helsemessige årsaker vil det være en fordel å bruke vannbasert drill-in fluid, men lange og horisontale brønner med høyt trykk og høy temperatur kan med fordel bores med en oljebasert drill-in fluid med finmalt barytt.

Borevæsken bør være kompatibel med kompletteringsløsningen som er valgt for brønnen. For åpent-hulls-komplettering (open hole completion) er det svært gunstig å bruke drill-in fluids. Med riktig drill-in fluid forhindres uforutsette hendelser, emulsjoner, leiresvelling og scale-dannelse som kan påvirke framtidig produksjonsrate.

Filterkake i reservoarsonen 

Filterkakedannelse. Illustrasjon.Filterkakedannelse i reservoaret 

Oppbygning

Drill-in fluid er enten vann- eller oljebasert.
Vannbasert drill-in fluid får som regel densiteten fra brine, altså vann tilsatt salt (klorid, bromid eller format). Faste partikler kan tilsettes, men det er som regel ikke for å gi vekt, men for å være en «brobygger» (bridging agent). En bridging agent tilsettes væsken for å gi viskositet og kontrollere væsketap (fluid loss) til formasjonen. Bridging agent-materialet som brukes er kalsiumkarbonat som er syreløselig, oppløst salt som er vannløselig eller resin som er oljeløselig.

Viskositet oppnås som regel fra en ren, klassifisert bio-polymer, som Xanthan Gum, mens filtertapskontroll fås fra modifisert stivelse.

For pH-justering tilsettes hydroksider, som NaOH (natriumhydroksid) eller KOH (kaliumhydroksid) eller MgO (magnesiumoksid).

Andre kjemikalier som tilsettes, bør være tilpasset formasjonens egenskaper.

Oljebasert drill-in fluid inneholder ekstra finmalt barytt for å gi riktig densitet til væsken. Baryttpartiklene er så små at de ikke vil blokkere porene mellom sandkorn i reservoaret. Flere selskaper leverer slike væsker, men det er kun Schlumberger (MI Swaco as) som har patent på og leverer borevæsken som blir kalt WARP (Weighting Agent Research Product).

WARP har baryttpartikler som er ti ganger mindre enn konvensjonell barytt. Hver baryttpartikkel har mikrostørrelse og er behandlet med et stoff som legger seg rundt hver partikkel. Dette gjør at de holdes adskilt og ikke kleber seg til hverandre. Resultatet er en drill-in fluid med høy densitet, som ikke ødelegger permeabiliteten, har veldig gode reologiske egenskaper og legger seg lite i bunn i lange, horisontale reservoarseksjoner.