Improving Performance of Oil-Based Drilling Fluids with Organoclay. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Ph.D._Dissertation_Ali_Mahmoud.pdf Restricted to Repository staff only until 20 April 2026. Download (3MB)

Arabic Abstract

يزداد الطلب على موارد الطاقة من صناعة النفط والغاز إلى مستوى يصعب على مكامن الهيدروكربونات التقليدية تلبيته. تبحث شركات النفط والغاز عن طرق جديدة لاستغلال إمكانات المكامن غير التقليدية. ويعد استخدام سائل الحفر المناسب جزءًا أساسيًا من أي عملية حفر ناجحة. هناك حاجة إلى استخدام سوائل حفر عالية الأداء أثناء حفر مكامن الهيدروكربونات غير التقليدية بسبب ظروف الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية (HPHT) التي تتم مواجهتها ومتطلبات الحفر الأفقي/متعدد الأفرع الطويل لتحقيق أقصى اتصال بالمكامن (MRC). يجب مراعاة التكلفة والتأثير البيئي وتثبيط الصخر الزيتي عند اختيار سائل الحفر الأمثل. تُستخدم سوائل الحفر الزيتية (OBDFs) لتقليل مشاكل الحفر المتعلقة بترطيب الصخر الزيتي، ومقاومة السحب وعزم الدوران، والتصاق الأنابيب، وعدم استقرار جدار البئر. تُفضل سوائل الحفر الزيتية على سوائل الحفر المائية (WBDFs) لتحقيق استقرار جدار البئر في الآبار ذات الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية وفي التكوينات الحاملة للصخر الزيتي. على الرغم من التكلفة والتأثير البيئي لسوائل الحفر الزيتية، إلا أن الصناعة تستخدمها بسبب تفوقها في تحمل ظروف الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية وتثبيط الصخر الزيتي. ومع ذلك، فهي تعاني من قصور عندما يتعلق الأمر بنقل القطع والتعامل مع الترهل. يؤدي نقل القطع الضعيف بطبيعته إلى معدل اختراق بطيء (ROP)، وتراكم طبقات القطع، خاصة في الأجزاء الأفقية والمائلة من جدار البئر، مما يسبب مشاكل مثل التصاق الأنابيب، وعزم الدوران العالي، والاحتكاك العالي، وسوء جودة التدعيم بالإسمنت. هناك دراسات مختلفة حول تأثير المواد العضوية المركبة (OCs) على الخواص الريولوجية للأنظمة الزيتية، ولكن إيجاد مواد عضوية مركبة جديدة أو تطويرها كعوامل للتحكم في الريولوجيا يعد أمرًا جذابًا لصناعة النفط والغاز. كان الهدف من هذه الدراسة هو دراسة المواد العضوية المركبة المختلفة بمفردها وفي مجموعات لمعرفة فعاليتها كمعدِّل للريولوجيا لسوائل الحفر الزيتية في ظروف الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية. في هذه الدراسة، تم تقييم ستة مواد عضوية مركبة كمعدلات للريولوجيا لسوائل الحفر الزيتية. تمت دراسة خصائص المواد العضوية المركبة باستخدام حيود الأشعة السينية (XRD) ومطيافية الأشعة السينية الفلورية (XRF) والمجهر الإلكتروني الماسح (SEM) وتحليل حجم الجسيمات (PSD). تم تقييم أداء المواد العضوية المركبة كمعدِّل للريولوجيا لسوائل الحفر الزيتية عن طريق اختبار سائل الحفر المحضر باستخدام المواد العضوية المركبة في ظروف الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية. وشملت الاختبارات اختبارات الترهل واختبارات الاستقرار الكهربائي واختبارات الريولوجيا بعد الدحرجة الساخنة (AHR) و القياسات التذبذبية (اختبارات مسح السعة ومسح التردد ومسح الوقت) واختبارات الترشيح في ظروف الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية. أظهرت النتائج أن المواد العضوية المركبة عززت بشكل ملحوظ استقرار المستحلب. لقد خففت بشكل فعال مشاكل الترهل في كل من الظروف الثابتة والديناميكية، مما أدى إلى تحسينات في اللزوجة اللدنة (PV) ونقطة الخضوع (YP) واللزوجة الظاهرية (AV) ونسبة YP/PV. أدى إضافة المواد العضوية المركبة إلى زيادة قوة الهلام (GS) وتحسين خصائص الترشيح لسائل الحفر. تسلط هذه النتائج الضوء على المواد العضوية المركبة كمادة مضافة قيمة لتعزيز أداء سوائل الحفر الزيتية، خاصة في ظروف الضغط العالي ودرجة الحرارة العالية الصعبة. إن قدرتها على توفير استقرار المستحلب، وتقليل الترهل الثابت والديناميكي، وتحسين الخواص الريولوجية، والتحكم في الترشيح تحمل إمكانية تعزيز عمليات الحفر، وتقليل وقت التوقف، وتعزيز استقرار جدار البئر.

English Abstract

The demand for energy resources from the oil and gas industry is increasing to a level where it is difficult for conventional hydrocarbon reservoirs to fulfill. Oil and gas companies are in search of novel ways to exploit the potential of unconventional reservoirs. Using the proper drilling fluid is a critical part of any successful drilling operation. There is a need to use high-performance drilling fluids while drilling unconventional hydrocarbon reservoirs due to the high-pressure high-temperature (HPHT) conditions encountered and the requirement of long horizontal/multilateral for the maximum reservoir contact (MRC). The cost, environmental impact, and shale inhibition need to be accounted for in selecting the optimal drilling fluid. Oil-based drilling fluids (OBDFs) are used to minimize drilling problems related to shale hydration, drag and torque, pipe sticking, and wellbore instability. OBDFs are preferred to water-based drilling fluids (WBDFs) for wellbore stability in HPHT wells and shale-bearing formations. Despite the cost and environmental impact of OBDFs, the industry is using them due to their superiority to withstand HPHT conditions and shale inhibition. However, it does have a pitfall when it comes to cutting transport and dealing with sagging. Inherently poor cutting transport leads to a slow rate of penetration (ROP), and the building of cutting beds, especially in the horizontal and inclined section of the wellbore causes problems such as stuck pipe, high torque, high friction, and poor cementing quality. There are different studies on the effect of OCs on the rheological properties of oil-based systems but finding new OCs or developing new OCs as rheology control agents is attractive for the oil and gas industry. The objective of this study was to investigate the different OCs alone and in combinations for their efficacy as a rheology modifier for the OBDFs at HPHT conditions. In this study, six OCs were evaluated for rheology modifiers for the OBDFs. The characteristics of OCs were studied using X-ray Diffraction (XRD), X-ray fluorescence (XRF), Scanning electron microscopy (SEM), and particle size analysis (PSD). The performance of OCs as a rheology modifier for the OBDFs was evaluated by testing drilling fluid prepared using OCs at HPHT conditions. The tests included sag tests, electrical stability tests, rheology tests after hot rolling (AHR), oscillatory measurements (amplitude sweep, frequency sweep tests, time sweep tests), and HPHT filtration tests. The results showed that the OCs remarkably enhanced emulsion stability. It effectively mitigated sagging issues under both static and dynamic conditions, leading to improvements in plastic viscosity (PV), yield point (YP), apparent viscosity (AV), and the YP/PV ratio. The addition of OCs resulted in heightened gel strength (GS) and improved filtration properties of the drilling fluid. These findings highlight OCs as a valuable additive for enhancing OBDF performance, particularly in challenging HPHT conditions. Its ability to provide emulsion stability, reduce static and dynamic sag, improve rheological properties, and filtration control holds the potential to enhance drilling operations, minimize downtime, and bolster wellbore stability.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Petroleum > Drilling Engineering
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Gajbhiye, Rahul
Committee Co-Advisor:	Elkatatny, Salaheldin
Committee Members:	Abdulraheem, Abdulazeez and Afnan, Saad and Solling, Theis
Depositing User:	ALI MAHMOUD (g201703430)
Date Deposited:	21 Apr 2025 09:27
Last Modified:	21 Apr 2025 09:27
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143337