Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Experimental and analytical study of the side cutting ability of drill bits

Tellez C., Singh K., Miska S., Ozbayoglu E., Ziaja M.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2018

|

Vol. 35, no. 1

139--155

EN

Side cutting ability of a drill bit is an important factor to ensure successful directional/horizontal drilling. In this study, a mathematical model of a drill bit has been developed to investigate the side cutting ability of a drill bit. In addition to the theoretical model, the study is also supported by experimental work. Experiments have been conducted for both PDC and tri-cone rotary roller drill bits. Equilibrium equations for BHA in a curved wellbore were established. The expression of internal forces and moments along the drill-string, which are the state variables, are derived. Because of the simplicity and fast computation capability, transfer matrix method (TMM) was adopted to determine these variables. Experiments were conducted on an indoor Tulsa University Drilling Research Projects (TUDRP) full-scale drilling rig. Tests have been conducted using 6 inch and 8.5 inch PDC drill bits. In addition, 8.5 inch tri-cone bit were tested as well. Bent sub was installed above the drill bit to enhance the side force at the bit. During the experiments, weight on bit (WOB) and flow rate were kept constant. The torque was recorded by torque gage. It was observed that RPM has little influence on torque. As expected, the bit side cutting abilities, also referred to as bit steer-ability, were different for different bits. For quantitative comparisons, a dimensionless quantity has been introduced that measures the relative difference in torque with bent sub and without with respect to torque without bent sub. In all tests, the torque with bent subs was found to be greater than those without. Hence, the relative difference is always positive. The higher the relative difference, the poorer the side cutting ability. For drill bits with side cutting ability equal to that of face cutting, the dimensionless quantity becomes zero. In conclusion, the main outcome of this paper is a new method of measuring face and side cutting ability for PDC and tri-cone bits. A similar approach has been applied to the analysis of data from offset wells using a computer program to predict side forces and the corresponding torques. This in turn permitted us to calculate the relative difference in torque and assess the side cutting ability of the drill bits. A comprehensive study of the side cutting ability of a drill bits missing in the current literature. Considering the important role side cutting ability plays in directional drilling, a very innovative mathematical model has been proposed to study the same. Experimental tests have been conducted to verify the model. The model can be used to analyze directional data and obtain useful information from offset wells to enhance future drilling projects.

2

Study of the performance of LCMs in fractured formations

Galves L., Miska S., Ozbayoglu E., Ziaja M.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 1

103--122

EN

This study focuses on modeling three phenomena that greatly affect the performance of lost circulation materials (LCMs) in sealing thief zones: the process of construction of the LCM seal, the final flow rate after its creation, and the fractability of this seal to the pressures inside the wellbore. To model them, concepts related to fluid mechanics, and geomechanics become of the utmost importance. To help the validation of the models presented in this work, an experimental facility to simulate lost circulation was constructed. The facility makes use of a real limestone core drilled with the Tulsa Drilling Research Projects (TUDRP) drilling rig. This experimental setup represents progress in the reproduction of overall field conditions in comparison with other setups found in the literature. Several tests were performed with walnut at different sizes and concentrations, as well as with distinct fracture openings, inclinations, and orientations. As a result, a D90 as large as the size of the fracture aperture ends up to being effective in the plugging process. In addition, a D50 the size of 1/3 of the fracture opening also provides of a good seal. Depending on the concentration, smaller sizes can be applied - the smaller the size is, the larger the concentration must be. Finally, a computer program has been developed. Estimations of particle size distribution (PSD), plug time, and flow rate after seal formation are outcomes. This method of LCM selection can be used to assess the performance of different LCMs in the field. Hence, cost, time, and energy can be saved in dealing with lost circulation.

3

Cuttings transport with foam in highly inclined wells at simulated downhole conditions

Xu J., Ozbayoglu E., Miska S., Yu M., Takach N.

Archives of Mining Sciences

|

2013

|

Vol. 58, no. 2

481--494

EN

Along with the rapidly growing demand and development activities in unconventional resources, is the growth of environmental awareness and concerns among the public. Foam, as an alternative to traditional drilling fluid, is gaining more and more momentum in the drilling industry. Drilling with foam can minimize formation damage, water usage, and drag and torque. Foam also costs less and leaves a much smaller environmental footprint than other commonly used drilling fluids, such as synthetic oil-based fluids, when developing vulnerable formations such as shale gas. As drilling in horizontal and near horizontal sections has become very common, and the need for such sections is increasing, it is very important to understand cuttings transport and hole cleaning issues when drilling with foam in such sections. A team from University of Tulsa Drilling Research Projects (TUDRP) conducted a series of experiments focused on studying the effects of change in hole inclination angle from 90 degrees to 70 degrees on cuttings transport with foam under Elevated Pressure and Elevated Temperature (EPET) conditions. This experimental and theoretical study also includes other influential parameters such as foam quality, foam flow rate, polymer concentration and drill pipe rotary speed. We have observed that there is no significant difference in cuttings concentration and frictional pressure losses as inclination changes from 70 to 90 degrees. Also, an increase in superficial foam velocity reduces cuttings concentration within the annulus. Pipe rotation influences cuttings concentration and frictional pressure losses for low quality foams, but does not have a significant effect on high quality foams. A correlation for the cuttings bed area and a computer simulator are developed for practical design and field applications. The predicted results are compared with experimental results from this study and previous studies. The comparison shows good agreement. We believe that the findings of this paper will help designers with the choice of optimal drilling fluid for drilling horizontal wells in unconventional (shale) gas/oil reservoirs.

PL

Równolegle ze stale rosnącym zapotrzebowaniem na prowadzenia prac udostępniających w złożach niekonwencjonalnych notuje się wzrost świadomości społecznej odnośnie zagadnień ochrony środowiska. Piana jako alternatywa dla tradycyjnej płuczki wiertniczej nabiera coraz większego znaczenia w górnictwie otworowym. Wiercenie przy użyciu piany pomogą ograniczać zniszczenia formacji geologicznych, redukuje zużycie wody, pozwala na zminimalizowanie oporów ruchu i momentów obrotowych silników. Ponadto, koszty piany są niższe a jej oddziaływanie na środowisko naturalne jest mniej znaczne niż w przypadku typowych płuczek opartych na olejach syntetycznych używanych w trakcie udostępniania trudnych w eksploatacji złóż, np. gazu łupkowego. Wiercenia odcinków poziomych lub prawie poziomych są już szeroko stosowane a zapotrzebowanie na takie odcinki wrasta, ważnym jest właściwe rozpoznanie problemów związanych z transportem urobku wiertniczego i czyszczeniem otworu w trakcie prowadzenia prac wiertniczych na tych odcinkach przy użyciu piany. Zespól badaczy z uniwersytetu w Tulsa zaangażowanych w projekt badawczy w dziedzinie wiertnictwa (TUDRP) przeprowadził serię eksperymentów mających na celu zbadanie wpływu zmiany kąta nachylenia otworu z 90 na 70 stopni na przebieg transportu urobku wiertniczego z wykorzystanie piany w warunkach podwyższonego ciśnienia i podwyższonych temperatur. Badania eksperymentalne i teoretyczne obejmowały także analizę pozostałych parametrów procesu: jakość piany, natężenie przepływu piany, stężenie polimerów, prędkość obrotowa przewodu wiertniczego. Nie stwierdzono znacznych różnic w stężeniu zwiercin ani utraty ciśnienia wskutek tarcia w trakcie zmiany kąta nachylenia z 90 na 70 stopni. Ponadto, dodatkowy wzrost prędkości ruchu piany prowadzi do zmniejszenia stężenia zwiercin w pierścieniu. Prędkość obrotowa przewodu wpływa na stężenie zwiercin i straty ciśnienia wskutek tarcia w przypadku stosowania pian niskiej jakości, efektu tego nie notuje się gdy wykorzystywane są wysokiej jakości piany. Dane z obszaru wiercenia skorelowane zostały z wynikami symulacji komputerowych do wspomagania projektowania i do wykorzystania w terenie. Prognozowane wyniki porównano z wynikami eksperymentów uzyskanymi w tym oraz w poprzednim programie badawczym. Porównanie to wykazuje dużą zgodność wyników. Mamy nadzieję, że wyniki obecnej pracy pomogą inżynierom projektantom w wyborze optymalnej płuczki wiertniczej do wierceń poziomych odcinków otworów przy eksploatacji niekonwencjonalnych złóż ropy i gazu (np. gazu łupkowego).

4

Overview of foam and aerated muds hydraulics for underbalanced drilling

Kuru E., Miska S., Ozbayoglu E., Sunthankar A.

Wiertnictwo, Nafta, Gaz

|

2000

|

R. 17

97-115

EN

One of the most effective methods of cost reduction relies on improvements in drilling technologies, in particular, development of directional, horizontal and multilateral wells. Because many oil/natural gas reservoirs are partially depleted (low reservoir pressure), to effectively drill re-entry horizontal or multilateral wells, one may have to use aerated drilling fluids (gas assisted, foam, mist, etc.) to minimize formation damage and increase rate of penetration. The major advantage of foams and other aerated muds is their flexibility in controlling the mud "effective density", which influences the borehole pressure. Yet when compared to conventional (incompressible) drilling fluids, very little is known about the hydraulic and rheological properties of aerated drilling fluids, and even less is known about their cuttings transport capabilities. In particular, the paper will address the major advantages and disadvantages of underbalanced drilling, techniques for controlling flowing bottom hole pressure some experimental results of recent flow loop experiments and the future developments.

PL

Jednym z najbardziej efektywnych sposobów obniżenia kosztów wierceń jest doskonalenie technologii wiercenia, szczególnie dotyczy to wierceń kierunkowych, poziomych i bocznych. Większość złóż ropy naftowej/gazu ziemnego jest już częściowo sczerpana (niskie ciśnienia złożowe), dlatego w celu odwiercenia poziomych lub bocznych otworów konieczne jest zastosowanie płuczek wiertniczych aeryzowanych (z użyciem gazu, piany, powietrza z dodatkiem wody itp.). Dzięki temu minimalizuje się uszkodzenie górotworu, zwiększając prędkość penetracji. Główną zaletą płuczek pianowych i innych płuczek aeryzowanych jest łatwość kontrolowania "gęstości efektywnej", wpływającej na ciśnienie w otworze. W porównaniu z konwencjonalnymi (nieściśliwymi) płuczkami wiertniczymi należy stwierdzić, że niewiele wiadomo o właściwościach hydraulicznych i reologicznych tychże płuczek, a jeszcze mniej o ich zdolnościach transportowych. W artykule przedstawiono główne zalety i wady wiercenia w warunkach obniżonego ciśnienia, techniki kontroli ciśnienia na dnie otworu, niektóre wyniki ostatnich badań nad zamkniętym obiegiem płuczki i możliwymi udoskonaleniami.