کد مقاله کد نشریه سال انتشار مقاله انگلیسی نسخه تمام متن
8125523 1522781 2018 16 صفحه PDF دانلود رایگان
عنوان انگلیسی مقاله ISI
The influence of solute concentration and temperature of drilling fluids on wellbore failure in tight formation
ترجمه فارسی عنوان
تأثیر غلظت محلول و دمای مایعات حفاری بر شکست چاه در تشکیل تنگ
کلمات کلیدی
شکل گیری تنگ اتصال ترمو شیمیایی، فشار بخار، شکست چاه،
ترجمه چکیده
عملکرد مایعات حفاری بر کارایی عملیات حفاری تأثیر می گذارد. توزیع فشار و توزیع منافذ در نزدیکی چاهک با توجه به حرکات هیدرولیکی، شیمیایی و بالقوه حرارتی بین حفاری و تشکیل مایعات تغییر می کند و موجب بی ثباتی چاه در حفر حفاری می شود. معادله نفوذ فشار منفذ، که تأثیر انتشار هیدرولیکی، انتشار حرارتی و انتشار پروتئین را در نظر می گیرد، ارائه شده است و بیانات تحلیلی فشار و توزیع تنش در نزدیکی چاه دریچه ناشی از تغییر فشار منافذ و استرس دما ارائه شده است. یک مثال برای مطالعه تأثیر دما و غلظت محلول در فشار منفذ نزدیک استخر و استرس موثر و درجه شکست شکست چاه با زمان استفاده شده است. نتایج نشان می دهد که افزایش غلظت محلول در مایع حفاری موجب کاهش فشار منفی می شود، اما باعث افزایش استرس مؤثر در شعاعی و مضاعف می شود. علاوه بر این، کاهش دمای مایع حفاری موجب کاهش فشار منافذ و استرس مؤثر مضاعف می شود، اما باعث افزایش استرس موثر شعاعی می شود که هر دو برای پاکسازی چاه مفید هستند. هنگامی که خراب شدن چاه رخ می دهد، افزایش دمای مایع حفاری موجب افزایش ناچیزی از شکست چاه می شود و کاهش غلظت محلول می تواند باعث آسیب جدی در اوایل زمان شود.
موضوعات مرتبط
مهندسی و علوم پایه علوم زمین و سیارات زمین شناسی اقتصادی
چکیده انگلیسی
The performance of drilling fluids influences the efficiency of drilling operations. The near-wellbore pore pressure and stress distribution will change with time due to the hydraulic, chemical and thermal potential gradients between the drilling and formation fluids, resulting in wellbore instability during drilling a tight formation. The pore pressure diffusion equation, which considers the effects of hydraulic diffusion, thermal diffusion, and solute diffusion, is presented and the analytic expressions of the near-wellbore pore pressure and stress distribution induced by pore pressure change and temperature stress are presented. An example is used to study the influence of the temperature and solute concentration on the near-wellbore pore pressure and effective stress and the degree of wellbore failure with time. The results show that increasing the solute concentration of drilling fluid reduces the pore pressure but increases the radial and tangential effective stress. In addition, decreasing drilling fluid temperature reduces the pore pressure and tangential effective stress but increases the radial effective stress, both of which are beneficial to wellbore stability. When wellbore failure occurs, increasing the drilling fluid temperature will cause a slight increase of wellbore failure and decreasing the solute concentration may cause a more serious failure in early time.
ناشر
Database: Elsevier - ScienceDirect (ساینس دایرکت)
Journal: Journal of Petroleum Science and Engineering - Volume 160, January 2018, Pages 276-284
نویسندگان
, , ,