Removal of Barite Settling While Drilling High-Pressure High Temperature Wells. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF PhD Dissertation- Salem Basfar.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 17 May 2024. Download (4MB)

Arabic Abstract

يمثل ترسب الباريت مشكلة خطيرة أثناء حفرالابار ذات ضغط ودرجة الحرارة عالية (HPHT). يحدث ذلك عندما تنفصل جزيئات الباريت عن السائل الأساسي مما يؤدي إلى اختلافات في كثافة سائل الحفر والتي قد تسبب مشكلة خطيرة في التحكم في البئر.يحدث ترسب البارايت في الآبار العمودية والمائلة تحت كل من الظروف سكون ودوران سائل الحفر. تقدم هذه الدراسة خليط من الباريت - الإلمنايت والبارايت - والمايكروماكس لمنع مشكلة ترسب الباريت في سائل الحفر القائم على الاساس النفطي والمائي. كما هو الحال بالنسبة للباريت - واللابونايت لسوائل الحفر القائمة على الأساس المائي. تم تحضير عينات مختلفة من مائع الحفر بإضافة نسب مختلفة من الإلمنايت والميكروماكس واللابونايت من الوزن الكلي للباريت إلى مائع الحفر الأساسي (وزن الباريت). تم تقييم نسبة ترسب البارايت لعينات مائع الحفر في ظل ظروف ثابتة وديناميكية لتحديد التركيز الأمثل للإلمنايت المطلوب لمنع مشكلة الترسب. حيث تم إجراء اختبار ترسب البارايت في كل من الظروف الرأسية والمائلة بزوايه 45°. تم تقييم تأثير إضافة هذه المواد إلى مائع الحفر عن طريق قياس كثافة السائل ودرجة الحموضة عند درجة حرارة الغرفة ، والخصائص الريولوجية عند 120/150 درجة فهرنهايت ودرجة حرارة عالية 250/350 درجة فهرنهايت. علاوة على ذلك، تم إجراء اختبار الترشيح عند 250/350 درجة فهرنهايت لدراسة تأثير إضافة مواد مقاومة الترسب على أداء ترشيح مائع الحفر وخصائص منع التسرب لعجينة المرشح المشكلة. أظهرت النتائج أن 40٪ و50٪ من الإلمنيت كانت كافية لمنع ترسب الباريت في سائل الحفر الزيتي و المائي على التوالي. كان المايكروماكس أكثر كفاءة من الإلمنيت بسبب المزيد من الخصائص الموضحة في هذا العمل. أيضاً كان الباريت معلقًا عند 30٪ و 25٪ فقط من المايكروماكس. تم أيضًا منع ترسب الباريت في سائل الحفر ذو الأساس المائي باستخدام مادة اللابونايت عند 0.75 رطل / برميل.

English Abstract

Barite sag is a serious problem encountered while drilling high-pressure/high-temperature (HPHT) wells. It occurs when barite particles separate from the base fluid leading to variations in drilling fluid density that may cause a serious well control issue. However, it occurs in vertical and inclined wells under both static and dynamic conditions. This study introduces a combined barite-ilmenite and barite-Micromax weighting material to prevent the barite sag problem in oil and water-based drilling fluid. As well as barite-laponite for water-based drilling fluids. Different drilling fluid samples were prepared by adding different percentages of ilmenite, Micromax, and laponite from the total weight of the weighting agent to the base drilling fluid (barite-weighted). The Sag tendency of the drilling fluid samples was evaluated under static and dynamic conditions to determine the optimum concentration of ilmenite which was required to prevent the sag issue. A static sag test was conducted under both vertical and inclined conditions. The effect of adding these materials to the drilling fluid was evaluated by measuring fluid density and pH at room temperature, and rheological properties at 120/150 °F and high temperature 250/350°F. Moreover, a filtration test was performed at 250/350 °F to study the impact of adding anti-sagging materials on the drilling fluid filtration performance and sealing properties of the formed filter cake. The results showed that 40% and 50 % of ilmenite was enough to prevent the barite settling of OBM and WBM respectively. The Micromax was more efficient than ilmenite due to more properties explained in this work. The barite was in suspension at only 30% and 25% of Micromax. Barite sagging in the WBM was also been prevented by using laponite at 0.75 lb/bbl.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Petroleum > Drilling Engineering
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Elkatatny, Salaheldin Mahmoud
Committee Members:	Abdulraheem, Abdulazeez and Al-Afnan, Saad Fahaid Khalaf and Solling, Theis Ivan and Rahman, Md Motiur
Depositing User:	SALEM BASFER (g201407960)
Date Deposited:	18 May 2023 05:02
Last Modified:	18 May 2023 05:02
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142378