Designing a Polyacrylate drilling fluid system to improve wellbore stability in hydrate bearing sediments

Fereidounpour, Ali; Vatani, Ali

doi:10.1016/j.jngse.2015.06.038

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“…THF hydrate and natural gas hydrates both forms sII hydrate structures, also, thermal & mechanical properties of THF hydrates are similar to methane hydrates having sI structures [6,30,31]. Therefore, THF hydrates can be used as a replacement of methane hydrates [10,29,31,32]. All the induction time measurement experiments were repeated five times and the average value of all the five runs was taken as the final induction time and shown in Table 1.…”

Section: Resultsmentioning

confidence: 99%

Temperature Augmented Visual Method for Initial Screening of Hydrate Inhibitors

Saikia

Mahto

2018

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP Energies nouvel

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Section: Resultsmentioning

confidence: 99%

Temperature Augmented Visual Method for Initial Screening of Hydrate Inhibitors

Saikia

Mahto

2018

Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP Energies nouvel

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“…Para Agwu et al, (2018) el hinchamiento de las arcillas es responsable de algunos problemas operacionales durante la perforación como: presencia de los puntos apretados durante los viajes corrida de revestidor, bajada de registros, y en muchos de los casos estos puntos apretados pueden generar una carga de cortes, adicional en el anular que podría dar problemas durante la perforación o la cementación del revestidor. La dispersión de las arcillas aumenta el riesgo de daño de formación, y modifica significativamente las propiedades más importantes del fluido de perforación (Fereidounpour y Vatani, 2015) como: densidad y reología, considerándose como una contaminación del fluido de perforación que merece tratamiento inmediato.…”

Section: Notas De Autorunclassified

“…Disminución del agua libre que puede estar en contacto con las formaciones arcillosas (Fereidounpour y Vatani, 2015), en otras palabras, control de filtrado y propiedades del fluido de perforación adecuadas.…”

Section: Interacción Roca-fluidounclassified

Metodología del diseño de un fluido de perforación base agua en la cuenca oriente ecuatoriana

Cortez¹,

Chávez-Chamorro

Enriquez

et al. 2022

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Al no existir metodologías estandarizadas para el diseño del fluido de perforación en función de caracterización de la roca, revisión de fluidos de pozos de referencia, interacción roca-fluido, nuestro objetivo es obtener la mejor formulación en cada sección, que es específica para cada campo, la que debe ser compatible con las formaciones en las que se están perforando. Metodológicamente se describen los pasos para obtener la mejor formulación compatible con las formaciones en las que se están perforando; caracteriza las rocas de las formaciones geológicas como son: terciario indiferenciado, Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo, distribuidas en tres secciones 16”, 12 ¼” y 8 ½”, mediante parámetros: tiempo de succión capilar, capacidad de intercambio catiónico, erosión/dispersión, acreción e hinchamiento lineal, los mismos proporcionan información de reactividad de la formación, posterior selección de formulaciones en pozos de referencia y evaluación en pruebas de interacción roca fluido. Los resultados establecieron un parámetro para evaluar y categorizar el desempeño de la prueba según la contribución al desempeño del fluido, la tecnología, la precisión y la repetibilidad de la prueba, siendo 1 la menor prioridad y 3 la mayor prioridad.

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“…Sensitivity analysis of dissociation status of hydrate around wellbore during the drilling operation is scarce now. Fereidounpour and Vatani [16] developed the polyacrylate drilling fluid to prevent hydrate dissociation and wellbore instability caused by disturbance of drilling mud during drilling operation. The experimental results show that the designed drilling fluids can effectively reduce the possibility of hydrate dissociation in the near-wellbore region.…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Effects of Drilling Mud Properties on Hydrate Dissociation Around Wellbore during Drilling Operation in Hydrate Reservoir

2022

IJE

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Natural gas hydrate is a potential energy source in the near future, and its commercial development can alleviate the global energy crisis. Disturbance of drilling mud invasion on hydrate reservoir can lead to hydrate dissociation, affecting wellbore stability while drilling in clayey silt hydrate reservoirs. In this work, the coupled thermo-hydro-chemical finite element model was developed, and influences of drilling mud properties on hydrate dissociation were investigated. The obtained results show that the hydrate dissociation range around wellbore widens as the mud temperature increases. The final dissociation range caused by drilling mud invasion nonlinearly increases from 3.83cm to 10.57cm when the mud temperature has increased from 17.25℃ to 21.25℃. Therefore, the drilling mud needs to be cooled during preparation in platform. In addition, dissociation range narrows as the bottom-hole pressure increases. Dissociation range decreases from 12.18cm to 7.46cm when the bottom-hole pressure is increased from 14.50MPa to 17.00MPa. Thus, the overbalanced/near-balanced drilling operation is preferred during drilling in hydrate reservoirs, and the underbalanced drilling operation is not recommended. Moreover, the increase of mud salinity exacerbates hydrate dissociation in the nearwellbore region. In view of the prevention of hydrate dissociation in the near-wellbore, it is necessary to confect the drilling mud that with appropriate salinity while drilling in hydrate-bearing sediments.

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Designing a Polyacrylate drilling fluid system to improve wellbore stability in hydrate bearing sediments

Cited by 30 publications

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Temperature Augmented Visual Method for Initial Screening of Hydrate Inhibitors

Temperature Augmented Visual Method for Initial Screening of Hydrate Inhibitors

Metodología del diseño de un fluido de perforación base agua en la cuenca oriente ecuatoriana

Effects of Drilling Mud Properties on Hydrate Dissociation Around Wellbore during Drilling Operation in Hydrate Reservoir

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