مطالعه و بررسی ویژگی سیالات فرمیت سدیم/پتاسیم در حفاری لایه‌های شیلی مشکل‌زا و لایه مخزنی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

چکیده

عملیات حفاری در سازندهای شیلی همواره یکی از مشکلات عمده بوده است. عدم پایداری چاه در لایه‌های شیلی یکی از مهمترین عوامل افزایش زمان و در پی آن هزینه‌های حفاری می‌باشد. از این‌رو انتخاب صحیح سیال حفاری جهت کنترل شیل، باعث کاهش هزینه‌ها، زمان حفاری و همچنین کاهش آسیب سازند می‌گردد. یکی از این سیالات، سیالات فرمیتی به‌ویژه فرمیت پتاسیم و سدیم بوده که در زمره بهترین نوع سیالات پایه آبی پایدار کننده شیل می‌باشد. این سیالات با توجه به خصوصیات ذاتی نمک‌های فرمیتی، پایداری بسیار خوبی در چاه بوجود می‌آورند. با استفاده از نمک‌های فرمیتی می‌توان سیالاتی با دانسیته بالا و با حداقل ذرات جامد جهت حفاری لایه‌های شیلی و لایه‌های مخزنی طراحی کرد. نتایج آزمایش‌های انجام شده نشان می‌دهد که سیالات فرمیتی خواص رئولوژی خود را بعد از حرارت به خوبی حفظ کرده و همچنین این سیالات بازیابی شیل بسیار خوبی در حد سیالات پایه روغنی دارند. به‌طوری‌که سیالات فرمیتی در مقایسه با انواع سیلیکاتی، گلایکولی و کلرید پتاسیمی، بازیابی شیل بهتری از خود نشان می‌دهند. با توجه به آزمایشات انجام شده پلیمرهای مختلف با سیالات فرمیتی سازگاری خوبی دارند. نتایج آزمایش روانی سیال فرمیتی نشان داد که سیال فرمیتی از روانی خوبی در مقایسه با سایر سیالات پایه آبی برخوردار است و نیازی به اضافه کردن مواد روان کننده ندارد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Investigation of Sodium/Potassium Formate Fluid Properties in Drilling Troublesome Shales and Reservoir Section

چکیده [English]

Drilling troublesome shales is one of the major problems in drilling operations. Borehole instability during drilling of shale layers results in increasing rig time and consequently increased operational cost. Thus, the correct choice of drilling fluid for drilling shale layers reduces drilling time and cost. One of these fluids is formate fluids. Potassium and cesium formate brines are among the best water based shale inhibitor fluids. Formate fluids according to their inherent properties create very good borehole stability. By the use of formate salts, we can design high density fluids with minimum solid content for drilling shale and reservoir sections. The obtained results showed that formate fluids are stable at high temperatures and show very good shale recovery like OBM. The results show that recovery shale of sodium/potassium formate fluid is higher than that of glycol, silicate, and KCl fluids. Formate fluids showed good compatibility with various kinds of polymers. The result of lubricity test showed that lubricity properties of formate fluids are comparable with other WBM. They do not need any lubricants

کلیدواژه‌ها [English]

  • Formate Fluids
  • Water Based Fluids
  • Shale Stability
  • Formation Damage
منابع

[1] Van Oort E., “On the physical and chemical stability of shales”, Journal of Petroleum Science and Engineering, 38, pp. 213–235, 2003.

[2] Down J., high-performance formate brines for drilling and completion, Cabot specialty fluids inc, www.cabot-corp.com/csf.

[3] Lord D., et al ,”Shell expro’s first application of coiled tubing drilling”, World Oil, pp. 119. (June 1997).

[4] Down J, Formate technical manual, Part A, Chemical & Physical Properties, SectionA2: “Brine Density,” www.formatebrines.com/technicalinformation/formatetechnicalmanual, by Cabot Specialty Fluid, Sep 2008.

[5] Preston L. Moore, Drilling practices manual, Pennwell Bks, US 1986

[6] Chenvert M., Williams F. & Hekimian A., Applied drilling engineering manual, Illustrated edition, Gulf Publishing Co, 1983.

[7] Down J., Formate technical manual, Part B, Compatibilities and Interactions, SectionB11,: “Compatibility with Shale,” www.formatebrines.com/technicalinformation/formatetechnicalmanual, by Cabot Specialty Fluid, Sep 2008.

[8] Down J., Howard S.K., & Carnegie A., “Improving hydrocarbon production rates through the use of formate fluids”, SPE 97964, Presented at SPE International Improving Oil Recovery conference in Asia Pacific, Kuala Lampur, Malaysia, 5-6, Dec 2005.