KFUPM ePrints

REDUCING BARITE SAGGING BY USING COPOLYMER IN HIGH PRESSURE HIGH TEMPERATURE WELLS

l REDUCING BARITE SAGGING BY USING COPOLYMER IN HIGH PRESSURE HIGH TEMPERATURE WELLS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]PDF
Restricted to Abstract Only until 05 May 2019.

2871Kb

Arabic Abstract

تعتبر المواد المثقلة في طين الحفر جزء أساسي في عملية حفر الابار النفطية. واحد من اهم الوظائف لسوائل الحفر هي القدرة على تعليق القطع المحفورة بالإضافة الى تعليق المواد المثقلة في طين الحفر في كلا من حالة السكون ودوران طين الحفر اثنا الحفر. انخفاض لزوجة القص وضعف تركيب طسين الحفر يؤدي الى انفصال المواد ذات الكثافة العالية وترسيبها في قعر البئر وهو ما يعرف ب sag. بعض اطيان الحفر لديها مرونة ولزوجه عند تعرضها لمعدلات قص منخفضه، وهذا يعني ان هذه الموائع لديها خاصية المواد الصلبة والسائلة. إن إكمال الابار ذات الضغط ودرجة الحرارة العالية يعتبر واحد من أصعب التحديات في الصناعة النفطية. لهذا فان طين الحفر المستخدم عند هذه الظروف يجب ان يحتوي على خصائص معينه بحيث تمكنه من مواجهة هذه الظروف. اطيان الحفر التقليدية ذات الأساس البارايتي هي واحده من هذه الحلول لكن البارايت يعتبر من المواد التي تترسب سريعا في قعر البئر. في هذا البحث سيتم تقييم إضافة نوع من أنواع البوليمر الى طين الحفر ذو الأساس النفطي لكي يحل مشكلة sag. طين الحفر المستخدم في هذه الدراسة لديه كثافه 14.7 رطل لكل جالون في ظروف تبدأ من 85 °F الى 350 °F. التجارب المستخدمة في هذه الدراسة تشمل على قياس sagفي الابار العمودية والابار المائلة بزاوية 45°. بالإضافة اجراء التجارب التقليدية rheology، فان نوعين من فحص viscoelastic تستخدم للتشخيص الدقيق. النتائج المحرزة أدت الى ان استخدام جرام واحد من البوليمر ليس لديه تأثير على كثافة طين الحفر وأيضا فان إضافة هذا البوليمر لديه تأثير خفيف على اللزوجة البلاستكية ونقطة المطاوعة. اضا عند إضافة جرام واحد من البوليمر أعطى sag حوالي 0.504 عند 350 °F وليس لديه تأثير على سماكة كعكعة طين الحفر بل انه قلل من راشح طين الحفر.

English Abstract

Weighting materials are an essential part of the drilling processes. One of the primary purposes of a drilling fluid is to suspend drilling cutting and weighting materials, in static and dynamic conditions. Low shear viscosity or poor gel strength resulted in settling of the weighting material down in the hole down in the drilling mud, known as barite sagging. Some drilling fluids exhibit elastic and viscous features at low shear rates. This means that the fluid has got solid-like and liquid-like qualities. Completion of high-pressure high temperature well is one of the most challenging in the oil industry. Drilling fluids that are used in these situations required a lot of specific properties. This complexity in deep wells pushed the industry to develop a new formulation of drilling fluids to meet the requirements. Conventional drilling fluid weighted by barite material is one solution to those problems, but it exhibits some problems for instance barite settling. This study evaluates the influence of add copolymer in oil-based drilling fluids to solve sag problems with the use of viscoelastic measurements. Oil based mud (OBM)with a density of 14.7 ppg is used in this study at temperature vary from 85 °F to 350 °F. The conducted experiments included vertical and inclined (45° degree) sag measurements to simulate sag occurring in the vertical and deviated boreholes. Moreover, conventional rheological methodology and two different types of viscoelastic measurements conducted in this research for a subjective characterization. Furthermore, the effect of temperature investigated. Finally, a new formulation of barite oil base mud was designed. The novelty of this work is the development of a new drilling fluid formulation that can be used in drilling high-pressure high temperature (HPHT) wells without any sag issue. This development will help the drilling engineers to safely drill deep wells and maintain the drilling fluid integrity during the drilling operation. In general, this will reduce the overall cost of the drilling operations by eliminating reduction the non-productive time in solving many issues such as well control, loss of circulation, or pipe sticking. The results obtained showed that adding 1 lbm /bbl of the new copolymer had no effect on drilling fluid density (14.7 ppg). The new copolymer slightly enhanced the electrical stability of the invert emulsion drilling fluid from 1470 volt in the base to 1482 volt in the new formulation. The new copolymer had a minor effect on the plastic viscosity, yield point, and it increases the gel strength to prevent sag. Adding 1 lbm /bbl of the copolymer prevent barite sagging at 350°F, the sag factor was 0.504. The storage modulus (G') was increased by 40% after adding 1 lbm /bbl of the new copolymer confirming the sag test results. There was no effect of adding the new copolymer in the filter cake thickness with a little improvement in filtration loss



Item Type:Thesis (Masters)
Subjects:Petroleum
Petroleum > Drilling Engineering
Divisions:College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor: Elkatatny, Salaheldin
Committee Members: Mahmoud, Mohamed A. and Kamal, Muhammad Shahzad
ID Code:140688
Deposited By:SALEM BASFER (g201407960)
Deposited On:14 May 2018 06:45
Last Modified:14 May 2018 06:45

Repository Staff Only: item control page