Comparison of drilling fluids (all types of drilling fluid like WBM, OBM and SBM) using in geothermal wells versus oil and gas HPHT wells (similarities and differences) during design, during operation and during connection. The comparison should take into consideration of the reason of using the mud in each category (wellbore stability, formation damage, pressure and temperature compatibility and tolerance, inhibitor compatibility, mud rheology, and etc.)
Master thesis
Permanent lenke
https://hdl.handle.net/11250/3008710Utgivelsesdato
2022Metadata
Vis full innførselSamlinger
Beskrivelse
Full text not available
Sammendrag
Denne masteroppgaverapporten er skrevet med utgangspunkt i masterspesialiseringsprosjektet TPG4560. Noen av de teoretiske delene ble hentet fra fordypningsprosjektet og referansene ble lagt til de brukte delene. For å nå hovedmålet med oppgaven ble det utført noen laboratorieeksperimenter i SINTEF laboratorium. De nødvendige kjemiske tilsetningene ble levert fra både NTNU og SINTEF laboratorier. Oppnådde resultater og grafer ble lagt til i eksperimentdelen.Hovedmålet med denne oppgaven er å sammenligne de ulike typene borevæsker som brukes i HPHT og geotermiske brønner når det gjelder brønnboringsstabilitet, formasjonsskader, trykk- og temperaturkompatibilitet og toleranse, endringer under koblinger og spesielt slamreologi. På grunn av høyt trykk og temperatur er HPHT-brønner for olje og gass veldig like geotermiske brønner, men noen av borevæskene som brukes til å bore disse forskjellige brønnene er forskjellige fra hverandre, fordi geotermisk industri er en miljøvennlig industri, og det er derfor forbudt å bruke olje/syntetisk baseslam til boreoperasjoner, i motsetning til olje- og gass-HHT-brønner. For å gjøre en klar sammenligning ble borevæsker brukt i HPHT og geotermiske brønner sammenlignet separat mellom hverandre ved å diskutere fordeler og ulemper med hensyn til brønnhulls- og væskestabilitet, formasjonsskader, trykk- og temperaturkompatibilitet, slamreologi etc.Som et resultat av den teoretiske undersøkelsen ble tre ulike typer borevæsker diskutert for olje- og gass-HPHHT-brønner. De var vannbasert slam, oljebasert slam og syntetisk basert slam. Samtidig ble det for geotermiske brønner analysert fire forskjellige typer borevæsker. De var vannbasert gjørme, vann, luftslam eller vann og luft og skum. For å forstå ytelsen til borevæsker som brukes ved boring av en geotermisk brønn, ble det gitt tre forskjellige casestudier når det gjelder hullrensing, væskestabilitet og brønnhullshydraulikk. I tillegg, for å observere den termiske stabiliteten til hydroksyletylcellulose, xantangummi og natriumbentonittviskositetsmidler ved høy temperatur, ble laboratorieforsøk utført i SINTEF-laboratoriet. Alle oppnådde resultater fra utførte eksperimenter ble lagt til slutten av oppgaven. På slutten ble det foreslått ytterligere arbeid for optimalisering av væskeytelse for boring av både geotermiske brønner og HPHT-brønner. This master’s thesis report was written based on the master specialization project TPG4560. Some of the theoretical parts were taken from the specialization project and the references were added to the used parts. To reach the main aim of the thesis, some laboratory experiments were conducted in SINTEF laboratory. The required chemical additivities were provided from both NTNU and SINTEF laboratories. Obtained results and graphs were added in the Experiment section.The main objective of this thesis is to compare the different types of drilling fluids used in HPHT and geothermal wells in terms of the wellbore stability, formation damage, pressure and temperature compatibility and tolerance, changes during connections and especially mud rheology. Due to high pressure and temperature, oil and gas HPHT wells are very similar to the geothermal wells, however some of the drilling fluids used in drilling these different types of wells are different from each other, because, geothermal industry is environmentally friendly industry, and it is, therefore, prohibited to use oil/synthetic base mud for drilling operation, unlike oil and gas HPHT wells. In order to make a clear comparison, drilling fluids used in HPHT and geothermal wells were compared separately among each other by discussing their advantages and disadvantages in terms of wellbore and fluid stability, formation damage, pressure and temperature compatibility, mud rheology etc.As a result of the theoretical investigation, three different types of drilling fluids were discussed for oil and gas HPHT wells. They were water-based mud, oil-based mud and synthetic based mud. At the same time, for geothermal wells, four different types of drilling fluids were analyzed. They were water-based mud, water, aerated mud or water and air and foam. In order to understand the performance of drilling fluids used in drilling a geothermal well, three different case studies were given in terms of hole cleaning, fluid stability and wellbore hydraulics. Additionally, to observe the thermal stability of hydroxyl ethyl cellulose, xanthan gum and sodium bentonite viscosifiers at high temperature, laboratory experiment was conducted in the SINTEF laboratory. All obtained results from conducted experiment was added to the end of thesis. At the end, further work was suggested for optimization process of fluid performance for drilling both geothermal and HPHT wells.