Experimental And Theoretical Investigation of Shale-Fluid Interactions for Drilling Applications. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.
|
PDF (Published PhD dissertation)
Dissertation_ARFAJ_200268120.pdf - Published Version Download (5MB) | Preview |
Arabic Abstract
تعتبر مشاكل الحفر لطبقات الصخور الطينية، القابلة للانتفاخ أو التحلل والذوبان، من المواضيع المهمة التي تم بحثها بشكل مكثف. هذا النوع من الصخور قابل للتفاعل بشكل كبير عند تعرضه لسوائل الحفر المائية. ونتيجة لهذا التفاعل، تحدث مشاكل في ثبات الصخور المحفورة بسبب انتفاخها أو تحللها وذوبانها. وبالتالي، يكون هناك تركيز عال من فتات الصخور في البئر مما يؤدي إلى زيادة احتمالية حدوث انحشار لعمود الحفر. في هذا البحث، تمت دراسة طبقة صخور طينية متواجدة في المملكة العربية السعودية بشكل ممتد أفقيا ليشمل مناطق نشطة في الحفر والإنتاج. تم أخذ أربعة عينات من طبقة قصيباء وعمل اختبارات عدة لتشخيصها وتوصيفها مما يساعد في اقتراح حلول عملية لمشاكل الحفر فيها. احتوى الجزء التوصيفي من هذه الدراسة على ثلاثة مراحل مختبرية: دراسة تصويرية للسطح والتضاريس، ثم دراسة التكوين العنصري والمعدني، وأخيرا دراسة مدى القابلية للتفاعل. بعد ذلك تم استخدام جهاز الرنين المغناطيسي لدراسة كيفية انتشار وتقدم السوائل داخل الفراغات الصخرية. وفي مرحلة لاحقة تم إجراء الاختبارات لقياس مدى انتفاخ أو تحلل العينة الصخرية عند تعرضها للسوائل المائية. من ناحية أخرى، فقد تم عمل المحاكاة الجزيئية للمعادن الفعالة المكونة لهذه الصخور من أجل فهم كيفية تفاعلها مع الماء على مستوى الجزيئات. هذه المحاكاة تعطي فهما أفضل لطبيعة التفاعلات من ناحية نظرية لشرح أسباب فعالية مادة كيميائية معينة في مقاومة مشاكل الحفر لنوع معين من الصخور. بعد دراسة العينات الصخرية، تبين أن نوع الطين الرئيسي المتواجد هو (illite) و (illite-smectite). بينما لا يبدي الـ (illite) قابلية للانتفاخ، فإنه وعلى العكس من ذلك يظهر الـ (illite-smectite) قدرا أعلى من الانتفاخ تحت الدراسة المختبرية. ولذلك تم عمل المحاكاة الجزيئية للـ (illite-smectite) لدراسة كيفية تفاعل وانتفاخ هذا المعدن الطيني المتواجد بنسب كبيرة في العينات المختارة. إن المقاربة المتبعة في هذا البحث تقدم أرضية مناسبة لتحسين طرق الحفر في المستقبل لتقليص فرص حدوث مشاكل في ثبات الصخور والآبار.
English Abstract
Problems and challenges encountered while drilling through shale are well documented in literature. Shale formations with high content of clay are highly reactive in water-based drilling fluids. The use of water-based drilling fluids to drill shale formations can cause wellbore instability problems as a result of the reaction of water with clay minerals. Examples of wellbore instability problems include shale disintegration, swelling and sloughing. Consequently, there will be higher solids loading in the wellbore. Hence, the chance to get pipe stuck increases and the hole cleaning efficiency of drilling fluid decreases significantly. In this work, one laterally extensive shale formation in the Kingdom of Saudi Arabia is studied utilizing experimental and modeling techniques. Four samples from different locations were collected and analyzed and results showed significant heterogeneity in that formation. Characterization scheme consisted of three stages: (i) imaging and topographical studies, (ii) mineralogical, elemental and organic content studies and (iii) shale reactivity studies. This was supported by investigating the moisture content and adsorption potential of the samples. Imbibition study was carried out using Nuclear Magnetic Resonance (NMR) to explain the imbibition of different fluids into shale pore network. In addition, inhibition performance testing was carried out to study the swelling and dispersion characteristics of the shale samples. It was found that the main clay type in downhole samples is xiv illite and illite-smectite mixed layer. While illite does not have strong tendency to swelling, illite smectite showed high level of swelling when tested experimentally. Moreover, Molecular modeling technique was utilized to provide theoretical background on the rock-fluid interactions at molecular scale. Molecular dynamics simulation was conducted to study the behavior of illite smectite mixed layer that exists in abundance in the tested shale formation samples. Results of total energy simulated values showed agreement with those that were generated using first principle calculations. Also, modeling the interlayer spacing revealed the swelling behavior of this mixed layer upon hydration. The approach used in this study provides a basis upon which the design of drilling fluids can be optimized to mitigate wellbore instability issues.
| Item Type: | Thesis (PhD) |
|---|---|
| Subjects: | Petroleum > Drilling Engineering |
| Department: | College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering |
| Committee Advisor: | Abdulraheem, Abdulazeez |
| Committee Co-Advisor: | Sultan, Abdullah |
| Committee Members: | Hussein, Ibnelwaleed and Abu-Khamsin, Sidqi and Amanullah, Md |
| Depositing User: | MOHAMMED AL-ARFAJ (g200268120) |
| Date Deposited: | 10 Dec 2017 06:12 |
| Last Modified: | 31 Dec 2020 07:16 |
| URI: | http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140529 |