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Verfahren zum Erbohren permeabler Formationen
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Erbohren permeabler Formationen unter Verwendung einer den Zutritt zu den Formationen abdichtenden Flüssigkeit, welche mindestens während des Drehens des Meissels durch das Bohrloch zirkuliert wird.
Beim Erbohren von permeablen Formationen unter Verwendung einer Bohrflüssigkeit ist es üblich, in diese Bohrflüssigkeit feste Teilchen einzubringen, die sich dann an den Wänden des Bohrloches und an dessen Boden ablagern, während die Bohrflüssigkeit unter dem im Bohrloch herrschenden Druck in die Formation eindringt. Dabei wird eine Filterschicht an der Wand des Bohrloches gebildet, die den weiteren Durchgang von Flüssigkeit aus dem Bohrloch in die Formation behindert oder sogar so gut wie unterbricht. Die so aufgebaute Filterschicht bildet eine Trennung zwischen der unter hohemDruck stehenden Zone des Bohrloches und der unter niederem Druck stehenden flüssigkeitsgesättigten Formation. Dadurch besteht in der Bohrlochwand durch die Filterschicht ein hoherDruckabfall.
Es wurde nun gefunden, dass dieser Druckunterschied einen sehr unvorteilhaften Einfluss auf die Bohrleistung hat, die beispielsweise in der Zunahme der Bohrtiefe je Umdrehung des Bohrkopfes ausgedrückt werden kann. Dieser ungünstige Einfluss beruht unter anderem auf der Tatsache, dass beim Bohren in geringerTiefe die Bohrleistung im allgemeinen besser ist als beim Bohren in grosser Tiefe unter sonst gleichen Bedingungen und unter Berücksichtigung beispielsweise derArt der Formation, derMeisselbelastung und der Geschwindigkeit, mit der der Meissel umläuft. Dies lässt sich dadurch erklären, dass am Boden des Bohrloches eine Druckdifferenz zwischen Bohrflüssigkeit und der Flüssigkeit in der Formation besteht und demzufolge der Druckabfall durch die Filterschicht mit zunehmender Tiefe der Bohrung ansteigt.
Besteht in der Filterschicht ein grosser Druckabfall, so ist die benötigte Bohrkraft zur Ablösung eines Teilchens vom Boden des Bohrloches in einem gewissen Verhältnis zu der Differenz der Flüssigkeitsdrucke, die auf das Teilchen auf der Seite des Bohrloches und auf der Seite der Formation wirken. Diese Druckdifferenz presst das Teilchen gegen die Formation und verhindert seine Abhebung von der Formation.
Durch Anwendung des erfindungsgemässen Verfahrens, bei welchem die Bohrflüssigkeit von einer die Formationsporen verstopfenden, eine Filterschichtbildung vermeidenden Flüssigkeit gebildet wird, wird beim Eindringen der Bohrflüssigkeit in die Formation die Wand des Bohrloches frei von Schichten gelassen, welche das Eindringen der Flüssigkeit in die Formation versperren. Als Folge davon, dass beim erfindungs- gemässen Verfahren die Bohrflüssigkeit während des Fortschreitens der Bohrung kontinuierlich in den an der Unterseite des Bohrloches grenzenden Formationsteil eindringt und dort die Permeabilität der Formation herabsetzt, wird einer Filterschichtbildung entgegengewirkt und eine grössere Bohrleistung erreicht.
Nach dem erfindungsgemässen Verfahren wird vermieden oder so gut wie vermieden, dass die Formation zwischen Formation und Bohrloch, nämlich an der Bohrlochwand, durch eine Filterschicht abgedichtet wird, sondern die Abdichtung erfolgt so weit wie möglich innerhalb der Formation selbst in einem gewissen Abstand von der Wand. Der in die Formation in der Nähe der Wand des Bohrloches auftretende Druck ist dann gleich oder so gut wie gleich dem im Bohrloch, folglich ist das von dem Bohrmeissel aus der Wand des Bohrloches abzuhebende Teilchen auf allen Seiten dem gleichen Druck ausgesetzt, so dass keine zu-
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sätzliche Kraft erforderlich ist, um die Bindung des Teilchens an der festen Formation gegen die Wirkung einer über das Teilchen herrschenden Druckdifferenz aufzuheben.
Die Barriere zwischen der unter dem hohen Druck der Bohrflüssigkeit stehenden Zone und der unter dem niederen Druck der Formation stehenden Zone wird beim erfindungsgemässen Verfahren in gewissem Abstand von der Bohrlochwand, beispielsweise mindestens 0, 1-. 1 mm, ausgebildet. Die Bohrflüssigkeit dringt in die Formation ohne Ausbildung einer undurchlässigen Schicht an der Wand ein und verstopft, nachdem sie in eine gewisse Tiefe in die Formation eingedrungen ist, die Poren der Formation. Dies wird durch geeignete Auswahl und Zusammensetzung der Bohrflüssigkeit unter Berücksichtigung der Art und des Gehaltes der Formation erreicht. Flüssigkeiten, die die Formationsporen verstopfen und eine Filterschichtbildung vermeiden, sind an sich bekannt (s. z.
B. Seiten 572 und 573 des Buches "Composition and properties of oil well drilling fluids" von Walter F. Rogers, Revised Edition, Houston, Texas, 1953). Diese bekannten Flüssigkeiten werden aber nicht während des Bohrens verwendet, sondern dienen zur Verstopfung von Brücken oder ändern Öffnungen in der Formation, durch welche die Flüssigkeit aus dem Bohrloch herausläuft.
Es ist von besonderer Bedeutung, dass die Bohrflüssigkeit an der Bohrlochwand keine Filterschicht bildet, wie es bei Verwendung üblicher Bohrflüssigkeiten der Fall ist. Wenn die wässerigen Substanzen der Bohrflüssigkeit in die Formation eindringen, so werden die meisten der festen Teilchen verschiedener Grösse an der Bohrlochwand abgelagert, wo sie bald eine Filterschicht aufbauen, die für weitere Flüssigkeit undurchdringlich oder so gut wie undurchdringlich ist. Demnach darf die nach dem erfindungsgemä- ssen Verfahren verwendete Bohrflüssigkeit keine festen Teilchen jener Art enthalten, die eine im wesentlichen undurchdringliche Filterschicht aufbauen können.
Es gibt verschiedene Möglichkeiten, die Poren der Formation mit Hilfe einer Bohrflüssigkeit zu verstopfen. Es ist z. B. möglich, davon Gebrauch zu machen, dass solche Poren mit einer Flüssigkeit, die gelöste Salze, insbesondere Natriumchlorid, enthält, gefüllt sind. In diesem Fall ergeben die in der Flüssigkeit der Formation enthaltenen Salze mit den in der Bohrflüssigkeit enthaltenen einen Niederschlag oder eine Ausflockung, der bzw. die den Durchgang durch diese Poren verengt oder sogar vollständig abschliesst. Solche Substanzen für die Bohrflüssigkeit sind Bleisalze, wie Bleiacetat, und Natriumseifen, z. B. Natriumstearat.
Wenn derartige Bohrflüssigkeiten in die Poren der Formationen eindringen, die mit einer Salzlösung gefüllt sind, so kommen die beiden Flüssigkeiten durch Diffusion und Mischung zusammen und der Niederschlag wird erst gebildet, wenn die Bohrflüssigkeit bis in eine gewisse Tiefe eingedrungen ist. Dieser Effekt wurde durch eine Anzahl von Versuchen festgestellt, bei denen verschiedene Flüssigkeiten bei einem Druck von 25 atü durch permeables Gestein, nämlich Gildenhauser Sandstein, mit einer Permeabilität von 3 Darcy, welcher mit einer Lösung von 10g Natriumchlorid in 100 cm3 Was- ser gesättigt war, gepresst wurden. Bei Verwendung von reinem Wasser für diese Zwecke durchdrang eine
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Der Niederschlag bildet sich in einem Abstand von ungefähr 5 cm, gemessen von der Eintrittsstelle des Bleiacetats in den Sandstein.
Dieser Effekt war noch ausgeprägter, wenn man eine Seifenlösung mit 2 g Natriumseife je 100 cm3 Wasser verwendete. Nach 2 min betrug der Flüssigkeitsdurchgang nur noch 8 cm3 Imin. Die Sperrschicht, die der Niederschlag bildete, lag 3 cm hinter der Eintrittsstelle der Flüssigkeit.
Beim Erbohren von Salzschichten verwendet man im allgemeinen Bohrflüssigkeiten mit hohem Salzgehalt, um ein Auslaugen der Salzschichten zu vermeiden. In diesen Fällen kann die oben angegebene Substanz jedoch nicht verwendet werden.
Eine andere Möglichkeit, um in Poren der Formation einen Niederschlag zu erhalten, welche bei der Erbohrung von Salzschichten besonders interessant ist, besteht darin, dass man eine solche Bohrflüssigkeit verwendet, die bei Verdünnung mit einer Salzlösung oder frischem Wasser aus der Formation einen Niederschlag bewirkt. Ein Beispiel einer solchen Bohrflüssigkeit ist eine Lösung von Bitumen in Pyridin oder Paraffinwachs in Methyläthylketon. Bei einem Versuch mit einem solchen System unter sonst gleichen Bedingungen, wie sie oben bei Verwendung von Natriumseife angeführt sind, konnte nach 120 sec ein Flüssigkeitsdurchgang von nur noch 10 cm3 Imin festgestellt werden.
Ausser der Bildung eines Niederschlages können auch noch andere Verfahren für die Verstopfung der Poren der Formation herangezogen werden. Bei einem Verfahren wird der hohe Viskositätsanstieg der Bohrflüssigkeit nach ihrem Eindringen in die Formation ausgenutzt. Hiefür geeignet ist beispielsweise eine Aluminiumcarboxymethylcellulose, die in einer alkalischen Flüssigkeit gelöst ist. Diese Lösung zeigt eine grosse Viskositätszunahme bei abnehmender Alkalität infolge Verdünnung mit Wasser aus der Formation.
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Ferner muss noch darauf hingewiesen werden, dass die Anwesenheit von festen Teilchen grosser Korngrösse in der Bohrflüssigkeit nicht zu einer abschliessenden Schicht in der Formation führt. Sind die Teilchen so gross, dass diePoren ihrerSchüttung von dergleichen Grössenordnung sind wie die in der Formation, so ändert sich der Durchfluss durch eine Schicht solcher festen Teilchen an der Wand der Formation nicht wesentlich. Befindet sich jedoch in der Bohrflüssigkeit ein Stoff mit kompletter Korngrössenverteilung, so ist dies den Wirkungen des erfindungsgemässen Verfahrens entgegengesetzt, da in diesem Fall die zwischen den grösseren Teilchen der abgeschiedenen Schicht verbleibenden Poren mit Teilchen der geringeren Korngrösse gefüllt werden, bis eine im wesentlichen undurchdringliche Schicht aufgebaut ist.
In vielen Fällen ist es notwendig, die Bohrflüssigkeit auf eine Dichte von 1, 15 und höher einzustellen. Bei der Anwendung des erfindungsgemässen Verfahrens auf solche Bohrflüssigkeiten können keine festen Teilchen angewendet werden, die eine im wesentlichen kontinuierliche Korngrössenverteilung besitzen. In diesem Fall müssen die Abmessungen der Teilchen sorgfältig ausgewählt werden oder die Dichte der Bohrflüssigkeit muss mit Substanzen, wie Zucker, Glycerin oder Wasserglas, die sich in der Bohrflüssigkeit lösen, eingestellt werden. Bei Verwendung einer wässerigen Lösung von Bleiacetat ohne weitere Zusätze kann man eine Dichte von 1,25 erreichen.
Die folgenden Versuche zeigen die Möglichkeit der Erreichung optimaler Ergebnisse mit dem erfindungsgemässen Verfahren, nämlich der Erhöhung der Bohrleistung.
Bei einer Versuchsbohrung mit einer Bohrleistung von 0, 08 mm/Umdr unter Verwendung der üblichen Bohrflüssigkeiten, bestehend aus in Wasser suspendierten Tonteilchen, beim Erbohren von Gildenhauser Sandstein, der mit einer Salzlösung (10 g NaCl/100 cm3 Wasser) gesättigt ist, mit Hilfe einer Diamantbohrkrone mit 10 cm Durchmesser und einer Bohrerbelastung von 1500 kg, betrug der Druck im Bohrloch 50 atü und der Druck in den Poren 0 atü, wogegen bei einem Druck im Bohrloch von 0 atü und in den Poren von 0 atü eine Bohrleistung von 1, 1 mm/Umdr erreicht wurde.
Der hohe Druck im Bohrloch führt demzufolge zu einer Herabsetzung der Leistung um über 900/0. Beim Bohren unter sonst gleich hohem Bohrdruck und gleichen Bedingungen, jedoch unter Verwendung einer 2% eigen Seifenlösung als Bohrflüssigkeit, betrug die Bohrleistung 0, 8 mm/Umdr, d. i. zehnmal mehr als die Leistung mit einer Tonsuspension in Wasser.
Wenn feste Teilchen, die eine abschliessende Schicht bilden können, durch das Bohren aus der Formation abgelöst werden können, ist es wichtig, dass diese Teilchen sofort nach dem Freisetzen so schnell wie möglich aus dem Arbeitsbereich des Bohrers entfernt werden (z. B. durch Anwendung eines Stromes von Bohrflüssigkeit mit hoher Geschwindigkeit), und dass diese Teilchen aus der umgepumpten Bohrflüssigkeit entfernt werden, bevor diese in das Bohrloch zurückgeleitet wird.
Beim Bohren werden nicht immer über die gesamte Tiefe des Bohrloches permeable Formationen durchbohrt. Es können auch undurchdringliche und sehr wenig durchdringliche Formationen vorliegen.
Wenn jedoch permeable Formationen über die ganze zu erbohrende Tiefe zu erwarten sind, so kann eine Bohrflüssigkeit nach der Erfindung im allgemeinen über die gesamte Bohrung verwendet werden. Der für permeable Formationen beschriebene Effekt tritt jedoch beim Erbohren undurchlässiger oder nur sehr wenig durchlässiger Formationen nicht auf. In solchen Fällen kann es auch von Vorteil sein, wenn keine festen Teilchen in der Bohrflüssigkeit vorliegen, die eine dichte Schicht oder kompakte Masse bilden können.
PATENTANSPRÜCHE :
1. Verfahren zum Erbohren permeabler Formationen unter Verwendung einer den Zutritt zu den Formationen abdichtenden Flüssigkeit, welche mindestens während des Drehens des Meissels durch das Bohr- loch zirkuliert wird, dadurch gekennzeichnet, dass dieBohrflüssigkeit von einer die Formations- poren verstopfenden, eine Filterschichtbildung vermeidenden Flüssigkeit gebildet wird.
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