The economic consequences of lost c

The economic consequences of lost circulation (LC) may be significant, and operators often add 10% to 20% to their drilling budgets in anticipation of nonproductive time (NPT) attributable to LC. In addition, uncontrolled loss of fluid to the formation may damage the reservoir, altering its characteristics and negatively affecting its production potential.

The first recorded use of a fluid other than water for rotary drilling operations was around 1901 at Spindletop in Texas, USA, when drillers pumped mud drawn from earthen reserve pits downhole while drilling the well. No record exists of the properties of this muddy mixture, nor were any discussions or information about it published. The term mud reappeared 13 years later when a mud-laden fluid—defined as a mixture of water and any clayey material suspended in water for a considerable time—was used in a cable tool drilling operation in Oklahoma, USA.

The history of the first application of lost circulation solutions is as clouded as the history of early drilling fluids. Almost any solid can be used to plug a fractured formation given enough applied pressure and proper particle size or properties. Whether the plug will remain in place when rotation and circulation are resumed, and whether it will withstand vibrations and changes in pressure are different matters. Early lost circulation materials (LCMs) were often chosen because they were readily available near the drilling sites and were inexpensive. They included cottonseed hulls, shredded leather, sawdust, straw and ground walnut shells. Frequently, the LCMs were made from leftover materials or waste from manufacturing processes. Today’s more complex drilling operations have created the need for specially designed LCMs.

The characteristics of a formation dictate the treatment to control lost circulation. Selection of the correct solution depends on understanding the formation and identifying the type and cause of lost circulation. For example, the actions required to treat fluid losses in naturally fractured rocks differ from those required to treat losses into high-porosity and pressure-depleted formations. Additionally, downhole temperatures and exposure time to them may limit the range of suitable treatments.

Typical lost circulation treatments for fractured reservoirs involve LCM mixed into the drilling fluid, either dispersed throughout the fluid or as a pill. These treatments are designed to plug fractures. However, even though these materials may provide some level of success, the use of sized materials alone does not ensure loss mitigation, especially in formations with wide fractures. Because the aperture of the fractures is often unknown, the size of the LCM will likely be wrong. If too small, the particles will flow through the fractures; if too large, they will not penetrate the fractures at all. In either case, improperly sized LCM will leave losses uncured.

Drilling technology has progressed considerably since the early days at Spindletop; well construction and drilling operations are more cost-effective and can be executed more safely than ever before. As operators target increasingly remote and geologically complex reservoirs, they are pushing the limits of modern drilling fluids and searching for improved technologies to ensure wellbore integrity. To meet these chal- lenges, the industry continues to introduce wellbore strengthening solutions to contain induced fracture growth and prevent uncontrolled LC from the wellbore.

This article presents several remedies to combat drilling fluid losses; case studies illustrate the use of treatments. These treatments are adaptable to a wide range of environments, including naturally fractured formations, depleted reservoirs, carbonate zones and other formations prone to lost circulation problems.

Результаты (русский) 1:

Экономические последствия потери циркуляции (LC) могут быть значительными, и операторы часто добавляют 10% до 20% их бурения бюджетов в ожидании непродуктивный времени (ДНЯО) объясняется LC. Кроме того неконтролируемые потеря жидкости к образованию может повредить резервуар, изменяя его характеристики и отрицательно влияющих на его производственный потенциал.Первым записал использование жидкости, кроме воды для роторных буровых работ было около 1901 в Спиндлтоп в Техасе, США, когда Буровики заправлено грязи, взяты из земляных заповедника ямы скважинного при бурении скважины. Запись не существует свойства этой грязной смеси, ни какие-либо обсуждения или информации о нем опубликованы. Термин грязи снова появился 13 лет спустя, когда грязь laden жидкость — определяется как смесь воды и любых глинистых материалов, взвешенных в воде для значительного времени — используется в инструмент кабель буровых работ в штате Оклахома, США.The history of the first application of lost circulation solutions is as clouded as the history of early drilling fluids. Almost any solid can be used to plug a fractured formation given enough applied pressure and proper particle size or properties. Whether the plug will remain in place when rotation and circulation are resumed, and whether it will withstand vibrations and changes in pressure are different matters. Early lost circulation materials (LCMs) were often chosen because they were readily available near the drilling sites and were inexpensive. They included cottonseed hulls, shredded leather, sawdust, straw and ground walnut shells. Frequently, the LCMs were made from leftover materials or waste from manufacturing processes. Today’s more complex drilling operations have created the need for specially designed LCMs.The characteristics of a formation dictate the treatment to control lost circulation. Selection of the correct solution depends on understanding the formation and identifying the type and cause of lost circulation. For example, the actions required to treat fluid losses in naturally fractured rocks differ from those required to treat losses into high-porosity and pressure-depleted formations. Additionally, downhole temperatures and exposure time to them may limit the range of suitable treatments.Типичные потери циркуляции лечения для трещиноватых коллекторов включают LCM, смешал в бурового раствора, либо рассеяны по всей жидкости или таблетки. Эти процедуры предназначены для подключения переломов. Однако несмотря на то, что эти материалы могут обеспечить определенный уровень успеха, использование размера материалов только не гарантирует потерь по смягчению последствий, особенно в пластах с широким переломам. Потому что диафрагма переломы часто неизвестно, размер LCM, вероятно, будет неправильно. Если слишком мал, частицы будут течь через разломы; Если слишком велик, они не будут проникать переломы на всех. В любом случае неправильно размера LCM оставит потери неотвержденных.Технология бурения значительно продвинулась с первых дней в Спиндлтоп; Строительство скважин и бурения более экономичным и может быть выполнен более безопасно, чем когда-либо прежде. Поскольку операторы ориентированы все более отдаленных и геологически сложных водохранилищ, они толкают пределы современных буровых растворов и поиск более совершенных технологий для обеспечения целостности скважине. Для решения этих задач чал, отрасль продолжает внедрять скважине, укрепление решений для сдерживания роста индуцированного разрушения и предотвращения неконтролируемого LC от скважины.В статье представлены некоторые средства для борьбы с бурового жидкости; тематические исследования иллюстрируют использование методов лечения. Эти процедуры могут быть адаптированы к широкому спектру средах, в том числе естественно трещиноватых образований, истощенных водохранилищ, карбонатные зон и других образований, подверженных утраченных кровообращения.

Результаты (русский) 2:

Экономические последствия потери циркуляции (LC) может быть значительным, и операторы часто добавляют 10% до 20% их буровых бюджетов в ожидании непродуктивного времени (NPT) , относимых на LC. Кроме того, неконтролируемая потеря жидкости к образованию может повредить резервуар, изменяя его характеристики и отрицательно влияющих на его производственный потенциал.

Первое зарегистрированное использование жидкости, кроме воды для роторно буровых работ составил около 1901 в Спиндлтопе в Техасе, США, когда бурильщики закачивается грязь взяты из глиняных резервных карьеров в скважине в процессе бурения скважины. Ни одна запись не существует свойств этой мутной смеси, как не было дискуссии или информация о нем опубликована. Термин грязь вновь появился спустя 13 лет , когда грязь нагруженных жидкости определяется как смесь воды и любого глинистого материала , взвешенных в воде в течение значительного времени, был использован в работе кабель бурового инструмента в штате Оклахома, США.

История первая применение утраченных циркуляции растворов , как дымчатый как история ранних буровых растворов. Практически любой твердый может быть использован для подключения сломанную образование при наличии достаточного приложенного давления и соответствующего размера частиц или свойства. Является ли вилка будет оставаться на месте , когда вращение и циркуляция возобновляются, и будет ли он противостоять вибрации и изменения давления разные вещи. Рано потерял циркуляции материалов (МДК) часто выбраны потому , что они были легко доступны вблизи буровых площадок и были недорогими. Они включали хлопковое корпусов, тертый кожу, опилки, солому и измельченную ореховую скорлупу. Часто эти МДК были сделаны из оставшихся материалов или отходов от производственных процессов. Сегодня более сложные операции бурения создали необходимость в специально разработанных LCMS.

Характеристики формации диктуют обращение контролировать потерянную циркуляцию. Выбор правильного решения зависит от понимания формирования и определения типа и причины потери циркуляции. Например, действия , необходимые для лечения потери жидкости в естественной трещиноватостью пород отличаются от тех , которые необходимы для лечения потери в высокооктановый пористости и давления обедненного образований. Кроме того, забойные температуры и время воздействия на них может ограничить диапазон подходящих процедур.

Типичные утерянные процедуры циркуляции для трещиноватых резервуаров включают LCM , смешанный в буровой раствор, либо рассредоточены по всей жидкости или в виде таблеток. Эти процедуры предназначены для подключения переломов. Тем не менее, даже если эти материалы могут обеспечить некоторый уровень успеха, использование размерных материалов в одиночку не обеспечивает смягчение потери, особенно в пластах с широкими трещинами. Поскольку апертура переломы часто неизвестно, размер МДК, вероятно , будет неправильным. Если слишком мала, то частицы будут течь через трещины; если слишком большой, то они не будут проникать в разломы вообще. В любом случае, ненадлежащим образом размер LCM оставит потери неотвержденная.

Буровая техника значительно продвинулась с первых дней в Спиндлтопе; строительства скважин и буровые работы являются более экономически эффективным и может быть выполнена более безопасно , чем когда - либо прежде. Поскольку операторы нацелены все более удаленных и геологически сложных коллекторов, они раздвигают границы современных буровых растворов и поиска усовершенствованных технологий для обеспечения целостности ствола скважины. . Для удовлетворения этих халькопирита блем, промышленность продолжает внедрять решения ствол скважины укрепления содержат индуцированный роста трещины и предотвратить неконтролируемое LC из скважины В

этой статье представлены несколько средства для борьбы с потерями бурового раствора; тематические исследования иллюстрируют использование методов лечения. Эти процедуры могут быть адаптированы к широкому диапазону сред, в том числе , естественно , трещиноватых образований, истощенных пластах, карбонатных зон и других образований , склонных к потере проблем с кровообращением.