scholarly journals Experimental Study on the Suspension Amount of Invasion Gas in Drilling Fluid with Yield Stress

Geofluids ◽  
2021 ◽  
Vol 2021 ◽  
pp. 1-10
Author(s):  
Hongtao Liu ◽  
Yan Jin ◽  
Bing Guo
Keyword(s):  
Yield Stress ◽  
Relative Error ◽  
Drilling Fluid ◽  
Differential Pressure ◽  
Single Bubble ◽  
Gas Suspension ◽  
Accurate Calculation ◽  
Suspension Concentration ◽  
Wellbore Pressure ◽  
Multiple Bubbles

The gas suspension phenomenon caused by the yield stress of the drilling fluid affects the accurate calculation of wellbore pressure after gas invasion. At present, most studies on the bubble suspension in the yield stress fluid focus on the single-bubble suspension condition and there are few studies on the gas suspension concentration. This paper carried out the GSC (gas suspension concentration) experiment in the simulated drilling fluid, xanthan solution, with different gas invasion methods. The GSC in the drilling fluid under the conditions of diffuse gas invasion and differential pressure gas invasion was simulated by using two methods of stir-depressurization and continuous ventilation. The results showed that when the size of a single bubble satisfied the single-bubble suspension condition, multiple bubbles can be suspended at the same time. The GSC is affected by the average size of the suspended bubbles, the yield stress of the drilling fluid, and the gas invasion modes. For different gas invasion modes, the empirical models of critical GSC related to the dimensionless number Bi are established. Compared with the experimental data, the relative error of the critical GSC in diffuse gas invasion is less than 6% and the relative error of the critical GSC in differential pressure gas invasion is less than 10%. The results of this work can provide guiding significance for accurate calculation of wellbore pressure.

A Wellbore Pressure Calculation Method Considering Gas Suspension in Wellbore Shut-In Condition

2021 ◽  
Author(s):  
Zhi Zhang ◽  
Baojiang Sun ◽  
Zhiyuan Wang ◽  
Shaowei Pan ◽  
Wenqiang Lou ◽  
...  
Keyword(s):  
Yield Stress ◽  
Calculation Method ◽  
Optimization Design ◽  
Drilling Fluid ◽  
Drilling Fluids ◽  
Drilling Process ◽  
Gas Suspension ◽  
Wellhead Pressure ◽  
Suspension Concentration ◽  
Wellbore Pressure

Abstract In the oil industry, the drilling fluid is yield stress fluid. The gas invading the wellbore during the drilling process is distributed in the wellbore in the form of bubbles. When the buoyancy of the bubble is less than the resistance of the yield stress, the bubble will be suspended in the drilling fluid, which will lead to wellbore pressure inaccurately predicting and overflow. In this paper, the prediction model of gas limit suspension concentration under different yield stresses of drilling fluids is obtained by experiments, and the calculation method of wellbore pressure considering the influence of gas suspension under shut-in conditions is established. Based on the calculation of the basic data of a case well, the distribution of gas in different yield stress drilling fluids and the influence of gas suspension on the wellbore pressure are analyzed. The results show that with the increase of yield stress, the volume of suspended single bubbles increases, the gas suspension concentration increases, and the height at which the gas can rise is reduced. When the yield stress of drilling fluid is 2 Pa, the increment of wellhead pressure decreases by 37.1% compared with that without considering gas suspension, and when the yield stress of drilling fluid is 10Pa, the increment of wellhead pressure can decrease by 78.6%, which shows that when the yield stress of drilling fluid is different, the final stable wellhead pressure is quite different. This is of great significance for the optimization design of field overflow and kill parameters, and for the accurate calculation of wellbore pressure by considering the suspension effect of drilling fluid on the invasion gas through the shut in wellhead pressure.

Gas Suspension Effects in Riser Unloading and Appropriate Modelling Approaches

2020 ◽  
Author(s):  
Dalila Gomes ◽  
Kjell Kåre Fjelde ◽  
Knut Steinar Bjørkevoll ◽  
Johnny Frøyen
Keyword(s):  
Drilling Fluid ◽  
Single Bubble ◽  
Small Scale ◽  
Gas Suspension ◽  
Worst Case ◽  
Drift Flux Model ◽  
Drift Flux ◽  
Flux Model ◽  
The Impact ◽  
Modelling Approaches

Abstract A kick entering a drilling riser and expanding upwards uncontrolled can lead to severe consequences such as riser unloading and riser collapse, and in the worst case a blowout scenario may evolve. If the riser is filled with water-based mud, the kick will normally migrate on its own to surface, but it has been observed both in small scale experiments and in field tests that small amounts of gas are trapped by the mud during the kick migration. In some cases, the kick is not able to reach the surface without additional circulation. Hence, a certain kick size may or may not lead to an unloading scenario depending on the effect of gas suspension in the drilling fluid. In this paper, two different modelling approaches for describing the unloading scenario will be compared and the differences will be highlighted. In the first approach, the single bubble model will be considered. Here the gas bubble is assumed to occupy the whole cross-sectional area, and it is fully separated from the mud regions. This will be solved by two different calculations methods, one that is taken from literature and one that is based on a shooting technique. The second and recommended approach is to use a transient drift flux model, which includes friction, acceleration terms, and gas slip. For the gas slippage model, different flow patterns will be accounted for, as will the suspension effect that causes small amounts of gas to be trapped by the mud. The drift flux model will be solved numerically using the explicit AUSMV scheme. The impact of gas suspension will be studied by varying the onset for gas suspension to determine from simulations whether a riser will be unloaded or the kick become fully trapped in the riser. In addition, a sensitivity analysis will be presented where kick size, riser ID and riser length are varied to determine when the riser will be unloaded. The different simulations presented solves physical equations of the unloading scenario to calculate pressure at BOP, displaced mud volume (pit gain), liquid mass in well, surface rates, riser friction, and depth profiles of the gas distribution at a certain time. the tables provide a comprehensive overview of which combinations of parameters lead to a trapped gas scenario or and which lead to unloading the riser. It is shown that a fully transient drift flux model can cover a vast range of different situations e.g. gas becomes fully trapped in the riser, the riser becomes fully unloaded, and situations where only a very small part of the kick reaches the surface. The simulations show how the dynamics of the scenarios are quite different. A single bubble model will not have this capability.

A New Model for Predicting the Maximum Gas Entrapment Concentration in a Yield Stress Fluid

SPE Journal ◽  
2022 ◽  
pp. 1-15
Author(s):  
Shaowei Pan ◽  
Zhiyuan Wang ◽  
Baojiang Sun
Keyword(s):  
Yield Stress ◽  
Maximum Error ◽  
Critical Distance ◽  
Single Bubble ◽  
Average Error ◽  
Two Phase ◽  
Yield Stress Fluid ◽  
Multiple Bubbles ◽  
Gas Entrapment ◽  
First Time

Summary Gas entrapment is a typical phenomenon in gas-yield stress fluid two-phase flow, and most of the related research focuses on the entrapped condition of the single bubble. However, the amount of entrapped gas, which is more meaningful for engineering, is rarely involved. In this paper, a theoretical model for calculating the maximum gas entrapment concentration (MGEC) is established for the first time. The critical distance between horizontal and vertical entrapped bubbles was determined by the yielded region caused by the buoyancy and the coupled stress field around the multiple bubbles. The MGEC is the ratio of a single bubble volume to its domain volume, which is calculated from the distance between the vertical and the horizontal bubbles. By comparing with the experimental results, the average error of MGEC calculated by this model is 4.42%, and the maximum error is 7.32%. According to the prediction results of the model, an empirical equation that can be conveniently used for predicting MGEC is proposed.

Dynamic Differential Pressure Effects on Drilling of Permeable Formations

1998 ◽  
Vol 120 (2) ◽  
pp. 118-123 ◽  
Author(s):  
L. L. Hoberock ◽  
G. J. Bratcher
Keyword(s):  
Rock Strength ◽  
Penetration Rate ◽  
Drilling Fluid ◽  
Differential Pressure ◽  
Pressure Effects ◽  
Drilling Fluids ◽  
Bottom Hole ◽  
Wellbore Pressure ◽  
Dynamic Quantity

In the mathematical modeling of bit penetration rate for tri-cone roller bits in permeable formations, virtually all of the current techniques assume that the differential pressure between the bottom-hole wellbore pressure and the formation is a “static” value. This work shows that the appropriate differential pressure is a dynamic quantity, because for overbalanced drilling, fluid filtrate from the wellbore requires a finite time to flow into the formation, producing a changing pressure gradient ahead of the bit. Moreover, this dynamic gradient is directly dependent upon the rate of drill bit penetration, which is in turn dependent upon the dynamic gradient itself. Accordingly, coupled penetration rate and dynamic gradient equations must be solved, which frequently result in the prediction of higher drilling penetration rates than when the static gradient is used. The appropriate dynamic differential pressure equations are developed and applied to an example drilling situation. It is shown that with water-based drilling fluids, for rock with permeability greater than a few microdarcies at virtually all penetration rates, and for penetration rates less than 3 m/h (9.84 ft/h) at permeabilities greater than 1 μd (microdarcy), the dynamic differential pressure is significantly less than the static differential pressure. Accordingly, using the conventional static differential pressure results in the prediction of penetration rates that are much too low. Moreover, using measured penetration rates from the field, the conventional approach yields predicted in-situ rock strength that is much too high.

scholarly journals Use of Concentric Hele-Shaw Cell for the Study of Displacement Flow and Interface Tracking in Primary Cementing

Energies ◽  
2020 ◽  
Vol 14 (1) ◽  
pp. 51
Author(s):  
Amir Taheri ◽  
Jan David Ytrehus ◽  
Bjørnar Lund ◽  
Malin Torsæter
Keyword(s):  
Yield Stress ◽  
Drilling Fluid ◽  
Co2 Storage ◽  
Main Idea ◽  
Real Field ◽  
Interface Tracking ◽  
Pressure Gradients ◽  
Cell Geometry ◽  
Primary Cementing ◽  
Hele Shaw Cell

We present our new designed concentric Hele-Shaw cell geometry with dynamic similarity to a real field wellbore annulus during primary cementing, and then, the results of displacement flow of Newtonian and yield-stress non-Newtonian fluids in it are described. The displacement stability and efficiency, the effect of back, front, and side boundaries on displacement, bypassing pockets of displaced yield-stress fluid in displacing fluid, and the behavior of pressure gradients in the cell are investigated. Applications of intermediate buoyant particles with different sizes and densities intermediate between those of successively pumped fluids for tracking the interface between the two displaced and displacing fluids are examined. The main idea is to upgrade this concentric Hele-Shaw cell geometry later to an eccentric one and check the possibility of tracking the interface between successive fluids pumped in the cell. Successful results help us track the interface between drilling fluid and spacer/cement during primary cementing in wells penetrating a CO2 storage reservoir and decreasing the risk of CO2 leakage from them.

Pipe stick problems of deep well drilling

2021 ◽  
Vol 66 (05) ◽  
pp. 192-195
Author(s):  
Rövşən Azər oğlu İsmayılov ◽  
Keyword(s):  
Drilling Fluid ◽  
Drill Pipe ◽  
Drill String ◽  
Differential Pressure ◽  
Drilling Mud ◽  
Fluid Circulation ◽  
Well Drilling ◽  
Deep Well ◽  
Pressure Pipe ◽  
Bottomhole Pressure

The aricle is about the pipe stick problems of deep well drilling. Pipe stick problem is one of the drilling problems. There are two types of pipe stick problems exist. One of them is differential pressure pipe sticking. Another one of them is mechanical pipe sticking. There are a lot of reasons for pipe stick problems. Indigators of differential pressure sticking are increase in torque and drug forces, inability to reciprocate drill string and uninterrupted drilling fluid circulation. Key words: pipe stick, mecanical pipe stick,difference of pressure, drill pipe, drilling mud, bottomhole pressure, formation pressure

scholarly journals Synthesis and development of smart drilling fluids using nanoparticles to tailor their transport properties for enhanced drilling operations

2018 ◽  
Author(s):  
Ζήσης Βρύζας
Keyword(s):  
Transport Properties ◽  
Yield Stress ◽  
Drilling Fluid ◽  
Fluid Loss ◽  
Drilling Fluids ◽  
Natural Fractures ◽  
Custom Made ◽  
Drilling Operations ◽  
Induced Fractures

Η γεώτρηση αποτελεί την πλέον δαπανηρή εργασία σε μια καμπάνια εξεύρεσης και παραγωγής υδρογονανθράκων. Πέραν αυτού συνιστά και την μοναδική διεργασία που δίνει τη δυνατότητα ακριβούς προσδιορισμού των αποθεμάτων στο υπέδαφος. Ο πολφός (γεωτρητικά ρευστά) είναι το ‘αίμα’ της γεώτρησης: παρέχει πίεση, μεταφορά τριμμάτων/θραυσμάτων από τον πυθμένα του φρέατος, ψύξη και λίπανση κοπτικού και στήλης, καθώς επίσης διατηρεί τα θραύσματα εν αιωρήσει όταν υπάρχει διακοπή της κυκλοφορίας. Ως ρευστό γεώτρησης (drilling fluid) χρησιμοποιείται συνήθως ένα αιώρημα πηλού και άλλων υλικών σε νερό. Τα ρευστά διάτρησης με βάση το νερό αποτελούνται από α) νερό, το οποίο αποτελεί την συνεχή φάση και παρέχει το αρχικό ιξώδες (φρέσκο ή θαλασσινό), β) ενεργά στερεά για την ενίσχυση του ιξώδους και του σημείου διαρροής (μπεντονίτης, που συνιστάται στην περίπτωση του φρέσκου νερού και ατταπουλγίτης, αμίαντος ή σιπιόλιθος, που συνιστώνται στην περίπτωση του θαλασσινού νερού), και γ) αδρανή στερεά για την επίτευξη της απαιτούμενης πυκνότητας (βαρύτης, θειούχος μόλυβδος, σιδηρομεταλλεύματα ή χαλαζιακά υλικά).Τα γεωτρητικά ρευστά αποτελούν το 10-20% του συνολικού κόστους κατά την διάρκεια μιας γεώτρησης. Ποσοστό πολύ υψηλό όταν μιλάμε για επενδύσεις εκκατομυρίων δολλαρίων. Λόγω των ολοένα πιο βαθιών αλλά και περίπλοκων γεωλογικών σχηματισμών υπάρχει τεράστια ανάγκη από την πετρελαική βιομηχανία για καινούργια και περισσότερο αποδοτικά γεωτρητικά ρευστά τα οποία θα μπορούν να ανταπεξέλθουν στα ολοένα και πιο απαιτητικά περβάλλοντα θερμοκρασίας και πίεσης. Τα σημαντικότερα ζητήματα τα οποία καλούνται να ανταποκριθούν τα ρευστά είναι οι ολοένα αυξανόμενες συνθήκες πίεσης και θερμοκρασίας στο υπέδαφος που είναι απόροια της αναζήτησης υδρογονανθράκων σε πλέον δύσβατες περιοχές με μεγαλύτερα βάθη που αυξάνουν τους κινδύνους και το κόστος για μια γεώτρηση. Η απώλεια ρευστού κυκλοφορίας (fluid loss) είναι ένα από τα σημαντικότερα και πλέον δαπανηρά προβλήματα κατά την διαδικασία μιας γεώτρησης. Ως απώλεια ρευστού κυκλοφορίας ορίζεται η συνολική ή μερική απώλεια των ρευστών της γεώτρησης σε εξαιρετικά διαπερατές ζώνες (porous sands), σε σπηλαιώδεις σχηματισμούς (cavernous zones), σε φυσικές ρηγματώσεις (natural fractures) και σε ρηγματώσεις προκαλούμενες κατά τη διάτρηση (induced fractures). Τα τελευταία χρόνια έχουν γίνει αρκετές προσπάθειες για την βελτίωση των γεωτρητικών ρευστών με την χρήση νανοσωματιδίων, τα οποία έχουν τη δυνατότητα να βελτιώσουν τις ιδιότητες των γεωτρητικών ρευστών όταν προστίθενται ακόμα και σε χαμηλές συγκεντρώσεις (<1 wt%). Οι μοναδικές τους ιδιότητες σχετίζονται με το μικρό τους μέγεθος και επομένως τον εξαιρετικά μεγάλο λόγο επιφάνειας προς όγκο.Σε αυτή την εργασία, εξετάστηκαν διάφορα εμπορικά νανοσωματίδια (Fe2O3, Fe3O4, SiO2) καθώς επίσης συντέθηκαν, με την μέθοδο της συγκαταβύθισης, νανοσωματιδία μαγνητίτη (custom-made Fe3O4), με και χωρίς επικάλυψη κιτρικού οξέος, τα οποία ερευνήθηκαν ως προς την ικανότητα τους να βελτιώσουν τις ρεολογικές ιδιότητες και την απώλεια ρευστών σε αιωρήματα μπετονίτη. Προκειμένου να χαρακτηρισθούν φυσικοχημικά τα αιωρήματα υπέστησαν ξήρανση με κοκκοποίηση σε θερμοκρασία υγρού Ν2 και κρυοξήρανση. Η μορφολογία, η κρυσταλλική δομή και οι επιφανειακές ομάδες των ξηρών κόνεων εξετάσθηκαν με ηλεκτρονική μικροσκοπία HR-TΕM, περίθλαση ακτίνων Χ (XRD), φυσική ρόφηση Ν2 και φασματοσκοπία FTIR. Οι αλληλεπιδράσεις των σωματιδίων μπετονίτη με τα νανοσωματίδια και οι διάφορες δομές που δημιουργούνται και πως τελικά αυτές επηρεάζουν τις ρεολογικές ιδιότητες των αιωρημάτων εξετάστηκαν με το HR-TEM στους 25°C και 60°C. Με βάση τις εικόνες από το HR-TEM, ένα μοντέλο αλληλεπιδράσεων μεταξύ των διαφορετικών τύπων νανοσωματιδίων και σωματιδίων μπετονίτη δημιουργήθηκε για πρώτη φορά για τέτοια αιωρήματα. Οι ρεολογικές ιδιότητες των παραγόμενων δειγμάτων εξετάστηκαν και σε συνθήκες ατμοσφαιρικής πίεσης (μέχρι 70°C) με την χρήση περιστροφικού ιξωδόμετρου (Grace M3600-Couette type geometry) αλλά και σε συνθήκες υψηλής πίεσης και θερμοκρασίας (69 bar-121°C) (Chandler 7600 HPHT viscometer). Το μοντέλο Herschel-Bulkley χρησιμοποιήθηκε για να περιγράψει τη μεταβολή του ιξώδους με τη μεταβολή των ρεολογικών παραμέτρων δείχνοντας εξαιρετική εφαρμογή για τις διαφορετικές πειραματικές μετρήσεις με συντελεστές συσχέτισης (R2) >0.99 σε όλες τις περιπτώσεις. Οι ρεολογικές μετρήσεις έδειξαν ότι η προσθήκη των νανοσωματιδίων βελτιώνει σημαντικά τις ρεολογικές ιδιότητες των αιωρημάτων μπετονίτη στις διάφορες συνθήκες πίεσης και θερμοκρασίας. Οι απώλειες ρευστών (fluid loss) εξετάστηκαν με φιλτροπρέσες υψηλής πίεσης και θερμοκρασίας (20.7 bar και 121°C) οι οποίες υπολογίζουν τον ρυθμό διήθησης του πολφού μέσω του χρησιμοποιούμενου φίλτρου (κεραμικός δίσκος). Η μεγαλύτερη μείωση στην απώλεια ρευστών επιτεύχθηκε για το δείγμα που περιείχε 0.5 wt% custom-made Fe3O4 με μείωση -40% σε σχέση με το αρχικό δείγμα μπετονίτη που δείχνει την τεράστια ικανότητα των νανοσωματιδίων να βελτιώσουν σημαντικά τις απώλειες ρευστών ακόμα και σε τόσο μικρές συγκεντρώσεις. Τέλος, εξετάστηκε η ικανότητα των παραγόμενων ρευστών να αλλάζουν τις ρεολογικές τους ιδιότητες υπό την επίδραση διάφορων μαγνητικών πεδίων (μέχρι 0.7 Tesla). Τα αποτελέσματα έδειξαν ότι τα καινούργια γεωτρητικά ρευστά έχουν την ικανότητα να αυξάνουν την τάση διολίσθησης (yield stress) έως και 300% σε σχέση με αυτή που μετρήθηκε χωρίς την εφαρμογή μαγνητικού πεδίου. Αυτό είναι κάτι πολύ σημαντικό που επιτρέπει την χρήση έξυπνων ρευστών (smart drilling fluids) τα οποία μπορούν να εξοικονομήσουν και χρόνο αλλά και κόστη κατά την διάρκεια μιας γεώτρησης.Τα νανοσωματίδια δείχνουν πολλές ελπιδοφόρες δυνατότητες σε εφαρμογές γεωτρήσεων αφού έχουν τη δυνατότητα να βελτιώσουν ή και να λύσουν το πρόβλημα της απώλειας ρευστών, όταν προστίθενται ακόμα και σε χαμηλές συγκεντρώσεις (>0.5 wt%), ενώ ταυτόχρονα βελτιστοποιούν τις ρεολογικές ιδιότητες των γεωτρητικών ρευστών. Η χρήση τους για την ανάπτυξη βελτιωμένων γεωτρητικών ρευστών υπόσχεται να αλλάξει την βιομηχανία των γεωτρήσεων και να την βοηθήσει να εξορυχθούν πολύπλοκοι γεωλογικοί σχηματισμοί πιο αποδοτικά αλλά και οικονομικά.

scholarly journals Simulation of steady-state cuttings transport through a horizontal annulus channel

2019 ◽  
Vol 196 ◽  
pp. 00011 ◽  
Author(s):  
Yaroslav Ignatenko ◽  
Andrey Gavrilov ◽  
Oleg Bocharov ◽  
Roland May
Keyword(s):  
Steady State ◽  
Pressure Gradient ◽  
Yield Stress ◽  
Cross Section ◽  
Drilling Fluid ◽  
Drill Pipe ◽  
Axial Flow ◽  
Cuttings Transport ◽  
Rigid Spheres ◽  
Pipe Rotation

The current study is devoted to simulating cuttings transport by drilling fluid through a horizontal section of borehole with an annular cross section. Drill pipe rotates in fixed eccentric position. Steady-state flow is considered. Cuttings are rigid spheres with equal diameters. The carrying fluid is drilling mud with Herschel-Bulkley rheology. Suspension rheology depends on local shear rate and particles concentration. Continuous mixture model with algebraic equation for particles slipping velocity is used. Two hydrodynamic regimes are considered: axial flow without drill pipe rotation and with drill pipe rotation. In the case of axial flow was shown that increasing of power index n and consistency factor k increases pressure gradient and decreases cuttings concentration. Increasing of yield stress leads to increasing of pressure gradient and cuttings concentration. Cuttings concentration achieves constant value for high yield stress and not depends on it. Rotation of the drill pipe significantly changes the flow structure: pressure loss occurs and particles concentration decreases in the cross section. Two basic regimes of rotational flow are observed: domination of primary vortex around drill pipe and domination secondary vorticity structures. Transition between regimes leads to significant changes of flow integral parameters.

Hydraulic Circulation Test and CFD Analysis of Prestressed Cementing Unit Earth Anchor

2014 ◽  
Vol 1006-1007 ◽  
pp. 156-159
Author(s):  
Ding Li
Keyword(s):  
Flow Rate ◽  
Discharge Coefficient ◽  
Drilling Fluid ◽  
Critical Value ◽  
Thermal Recovery ◽  
Differential Pressure ◽  
Cfd Analysis ◽  
Fluid Flow Rate ◽  
Casing Pipe ◽  
Opening And Closing

In the process of thickened oil thermal recovery, the pre-stress cementing needs to be anchored at the bottom of the casing pipe. And the reliable opening and closing of anchor flukes directly influence the anchoring. In allusion to the problems of how to get the critical value of drilling fluid flow rate of when the anchor flukes begin to open, completely open, begin to close and completely close, whether different nozzles can open or close reliably, getting the corresponding differential pressure and discharge coefficient of the different nozzles, this paper conducts a study from both theory and experiment to obtain the relevant parameters. By simulating the anchor in actual work and dealing with the data, we conclude that: (1) The fluke can open smoothly when the flow rate reaches a certain flow and it can also close smoothly when the flow rate declines. (2) The critical flow rate of the flukes, when two kinds of anchors are with different nozzles, has been acquired. (3) Corresponding differential pressure and discharge coefficient of the different nozzles in different flow rate have been ascertained.

Sign in / Sign up

Export Citation Format

Share Document