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Selection of obm salinity through effective osmotic pressure evaluation in carbonera shale for colombian foothills

  • Autores: William Armando Fernández Vera, Reinel Corzo Rueda, Nestor Fernando Saavedra
  • Localización: CT&F - Ciencia, tecnología y futuro, ISSN-e 0122-5383, Vol. 4, Nº. 1, 2010, 37 págs.
  • Idioma: inglés
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  • Resumen
    • español

      La inestabilidad de pozo en formaciones arcillosas es atribuida a muchos factores. Dos de estos factores son los efectos mecánicos y físico-químicos. La perforación y el fluido de perforación causan una interacción físico-química a través del flujo de agua e iones que pueden alterar la presión de poro, el estado de esfuerzos in-situ y la resistencia de la roca. Este artículo presenta el análisis del fenómeno de ósmosis química entre el fluido de perforación y la formación arcillosa para evaluar los parámetros químicos necesarios para modelar el flujo acuoso. Estos parámetros son la actividad del fluido de perforación (Adf), actividad de la formación arcillosa (Ash) y la eficiencia de membrana (ME). Este trabajo también caracteriza la formación arcillosa para propósitos de perforación y describe los métodos para obtener la magnitud de los parámetros químicos. Así mismo se establece como la generación de una presión osmótica efectiva entre la formación y el fluido de perforación define la dirección del flujo acuoso. Finalmente se presentan los resultados del análisis químico para la formación Carbonera. Se expone también las pruebas de laboratorio y la aplicación en campo para dos formulaciones de lodo, Lodo 'A' y Lodo 'B'. El lodo 'A' es un lodo de actividad balanceada y el lodo 'B' es un lodo de alta concentración salina el cual puede producir una deshidratación de la formación durante la perforación, en algunas secciones del pozo, aumentando la resistencia de la formación. Los resultados presentados en este artículo muestran como la selección de la adecuada salinidad de la fase acuosa en un fluido base aceite (OBM) ayudará a reducir el riesgo asociado a inestabilidad durante la perforación de formaciones arcillosas y por lo tanto disminuir los costos de perforación y el tiempo asociado a improductividad de pozo.

    • English

      Wellbore instability in shales is attributed to many factors. Two of them are mechanical effects and physico-chemical effects. Drilling and drilling fluid cause physico-chemical interaction and the flux of water and ions that may alter the shale stress state through pore pressure and shale strength. This paper presents the analysis of the chemical osmosis phenomenon between drilling fluids and shale formations to evaluate the chemical parameters necessary for modeling the aqueous flux. These parameters are the drilling fluid activity (Adf), shale activity (Ash) and membrane efficiency (ME). This work also characterizes the shales for drilling purposes and describes an integrated methodology to obtain the magnitude of the chemical parameters. Furthermore, it is stated how the generation of effective osmotic pressure between the formation and drilling fluid define the water flux direction. Finally, the application of the results of the chemical analysis to Carbonera shale is presented. The design of laboratory tests for two mud formulations, Mud A and Mud B, and the field application is also showed. The Mud A is a balanced activity mud and the Mud B is a high salt concentration mud which may produce water flux out of the shale formation (dehydration) during drilling, in some sections of the wellbore, increasing the formation strength. The results presented in this paper will help to reduce the risks associated with wellbore instability during the drilling of shale formations and thereby lowering the overall non-productive time and reducing drilling costs.

Los metadatos del artículo han sido obtenidos de SciELO Colombia

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