Drilling muds with stable rheological parameters using modified natural polymers

• Autorzy: Zima Grzegorz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2019.10.02

Warianty tytułu

PL

Płuczki wiertnicze o stabilnych parametrach reologicznych z wykorzystaniem modyfikacji polimerów naturalnych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

This paper presents a study on the possible use of scleroglucan and guar gum mixture modified with aluminum ions as a part of a drilling mud. Currently, the most popular structure-directing agent for dispersed water-base drilling mud is the xanthan biopolymer (XCD). Scleroglucan is alternate structure-directing agent which can be used in a drilling mud, particularly in high temperature conditions. It has a completely nonionic character and creates a structure composed of polymer chains twisted in the form of a triple helix. Such build is characterized by high thermal resistance, multivalent metals cations resilience and salinity. Scleroglucan shows better capability in limiting water filtration than XCD especially in high temperatures. With that in mind its use is justified in the case of deep well. Improvement of rheologically-structural parameters of drilling muds can be achieved by using guar gum modified with use of trivalent ions, e.g. aluminum. This allows to reduce polymer concentration in drilling mud, resulting from a significant increase in viscosity due to the growth in molecular weight. Using scleroglucan in drilling mud composition combined with modified guar gum assures proper rheological parameters of drilling mud in low temperature as well as in high temperature. The combination of these two polymers enable the development of a drilling mud, which is characterized by the unique stability of its parameters in a wide temperature range. It is expected to reduce the expenditure on controlling drilling mud parameters during drilling due to combination of this type of agents in the drilling mud composition. In order to ensure an appropriate level of claystone hydration inhibition the addition of polyglycol was used in the composition of drilling muds, which in the proposed compositions additionally ensures appropriate technological parameters of drilling mud in borehole conditions. The paper proposes drilling mud compositions characterized by a special stability of rheological parameters in increased temperature. The most favorable properties of the drilling mud were obtained using a combination of xanthan, scleroglucan and guar gum modified with aluminum ions in its composition. By changing the type and concentration of individual polymers, we can design rheological parameters of drilling mud in the selected temperature range.

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych nad możliwością zastosowania w recepturach płuczek wiertniczych skleroglukanu w połączeniu z żywicą guarową modyfikowaną jonami glinu. Obecnie najpopularniejszym środkiem strukturotwórczym do płuczek wodnodyspersyjnych jest biopolimer ksantan (XCD). Alternatywnym środkiem strukturotwórczym, który może znaleźć zastosowanie w płuczkach wiertniczych, szczególnie w warunkach podwyższonej temperatury, jest skleroglukan. Posiada on całkowicie niejonowy charakter i tworzy strukturę złożoną z łańcuchów polimerowych skręconych w postaci potrójnej helisy. Taka budowa warunkuje jego dużą odporność termiczną oraz odporność na kationy metali wielowartościowych i zasolenie. Skleroglukan wykazuje również lepszą od XCD zdolność ograniczania filtracji, szczególnie w wysokich temperaturach, w związku z tym jego użycie jest uzasadnione w przypadku głębokich otworów. Poprawę parametrów reologiczno-strukturalnych płuczek można również uzyskać przez zastosowanie modyfikacji żywicy guarowej za pomocą jonów trójwartościowych, np. glinu. Umożliwia to zmniejszenie stężenia polimeru w płuczce, wynikającego ze znacznego wzrostu lepkości, spowodowanego wzrostem masy cząsteczkowej. Użycie skleroglukanu w składzie płuczki wiertniczej w połączeniu z modyfikowaną żywicą guarową zapewni odpowiednie parametry reologiczne płuczki zarówno w niskich, jak i wysokich temperaturach. Połączenie tych dwóch polimerów umożliwi opracowanie płuczki, która charakteryzuje się unikatową stabilnością parametrów w szerokim zakresie temperatury. W wyniku zastosowania połączenia tego rodzaju środków w składzie płuczki wiertniczej należy spodziewać się również zmniejszenia nakładów na kontrolowanie jej parametrów w czasie wiercenia. W celu zapewnienia odpowiedniego poziomu inhibicji hydratacji skał ilastych w płuczkach wiertniczych zastosowano dodatek poliglikolu, który w opracowanych składach dodatkowo zapewnia uzyskanie odpowiednich parametrów technologicznych płuczek wiertniczych w warunkach otworowych. W artykule zaproponowano składy płuczek wiertniczych charakteryzujących się szczególną stabilnością parametrów reologicznych w podwyższonej temperaturze. Najkorzystniejsze właściwości płuczki uzyskano przy zastosowaniu w jej składzie połączenia ksantanu, skleroglukanu i guaru modyfikowanego jonami glinu. Zmieniając rodzaj i zawartości poszczególnych polimerów, możemy projektować parametry reologiczne płuczek w wybranym zakresie temperatur.

Słowa kluczowe

EN

drilling mud; biopolymers; xanthan; guar gum; scleroglucan

PL

płuczka wiertnicza; biopolimery; ksantan; żywica guarowa; skleroglukan

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2019
• Tom: R. 75, nr 10
• Strony: 598--612
• Opis fizyczny: Bibliogr. 48 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Zima Grzegorz

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

Bibliografia

• Aston M.S., Elliott G.P., 1994. Water based glycol drilling muds: shale inhibition mechanism. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/28818-MS.
• Behr A., Rafiee M., 2017. Prediction of Polymer Injectivity in Damaged Wellbore by Using Rheological Dependent Skin. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/186054-MS.
• Bielewicz D., Bortel E., 2000. Polymers in drilling fluids technology. Uczelniane Wydawnictwa Naukowo-Dydaktyczne, Akademia GórniczoHutnicza, Kraków.
• Brattekås B., Steinsbø M., Graue A., Fernø M.A., Espedal H., Seright R.S., 2016. New Insight Into Wormhole Formation in Polymer Gel During Water Chase Floods With Positron Emission Tomography. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/180051-MS.
• Cannella W.J., Huh C., Seright R.S., 1988. Prediction of Xanthan Rheology in Porous Media. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/18089-MS.
• Clark P.E., Balakrishnan M., Sundram L., 1993. Crosslinking of Hydroxypropyl Guar With Metal Ions. Society of Petroleum Engineers.DOI: 10.2118/25208-MS.
• Dawson J.C., 1991. A Thermodynamic Study of Borate Complexation With Guar and Guar Derivatives. Society of Petroleum Engineers.DOI: 10.2118/22837-MS.
• de Kruijf A.S., Roodhart L.P., Davies D.R., 1993. Relation Between Chemistry and Flow Mechanics of Borate-Crosslinked Fracturing Fluids. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/25206-PA.
• Delshad M., Kim D.H., Magbagbeola O.A., Huh C., Pope G.A., Tarahhom F., 2008. Mechanistic Interpretation and Utilization of Viscoelastic Behavior of Polymer Solutions for Improved Polymer-Flood Efficiency. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/113620-MS.
• Dupas A., Henaut I., Rousseau D., Poulain P., Tabary R., Argillier J.-F., Aubry T., 2013. Impact of Polymer Mechanical Degradation on Shear and Extensional Viscosities: Toward Better Injectivity Forecasts in Polymer Flooding Operations. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/164083-MS.
• El-Karsani K.S.M, Al-Muntasheri G.A., Hussein I.A., 2014a. Polymer systems for water shutoff and profile modification: a review over the last decade. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/163100-PA.
• El-Karsani K.S.M., Al-Muntasheri G.A., Sultan A.S., Hussein I.A., 2014b. Gelation of a water-shutoff gel at high pressure and high temperature: rheological investigation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/173185-PA.
• Eriksen O.I., Daasvatn K., Vigerust B., Braen T., Olafsen K., Moradi-Araghi A., Hamouda A.A., 1997. Gel formation and thermal stability of gels made from novel water-soluble polymers for enhanced oil recovery applications. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/37247-MS.
• Fjelde I., Stavland A., 1995. Scleroglucan Gels for Profile Modifications in High-Temperature Reservoirs. Society of Petroleum Engineers.DOI: 10.2118/25223-PA.
• Fortenberry R., Hernandez R., Li Z., Delshad M., 2017. Customizing Polymer Rheology for Application in Commercial Scale Polymer Floods. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/187303-MS.
• Gaillard N., Giovannetti B., Leblanc T., Thomas A., Braun O., Favero C., 2015. Selection of Customized Polymers to Enhance Oil Recovery from High Temperature Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/177073-MS.
• Gallino G., Guarneri A., Poli G., Xiao L., 1996. Scleroglucan Biopolymer Enhances WBM Performances. Society of Petroleum Engineers.DOI: 10.2118/36426-MS.
• Harris P.C., 1993. Chemistry and Rheology of Borate-Crosslinked Fluids at temperatures to 300°F. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/24339-PA.
• Himes R.E., Ali S.A., Hardy M.A., Holtmyer M.D., Weaver J.D. 1994. Reversible, Crosslinkable Polymer for Fluid-Loss Control. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/27373-MS.
• Howard S., Kaminski L., Downs J., 2015. Xanthan Stability in Formate Brines – Formulating Non-damaging Fluids for High Temperature Applications. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/174228-MS.
• Jouenne S., Chakibi H., Levitt D., 2015. Polymer Stability Following Successive Mechanical Degradation events. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/186103-PA.
• Kalpakci B., Magri N.F., Padolewski J.P., 1990. Thermal Stability of Scleroglucan at Realistic Reservoir Conditions. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/20237-MS.
• Kramer J., Prud’homme R.K., Norman L.R., Sandy J.M., 1987. Charakteristics of Metal-Polymer Interactions in Fracturing Fluids Systems. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/16914-MS.
• Kulawardana E.U., Koh H., Kim D.H., Liyanage P.J., Upamali K., Huh C., Pope G.A., 1989. Rheology and Transport of Improved EOR Polymers under Harsh Reservoir Conditions. Society of Petroleum Engineers. DOI: SPE 10.2118/154294-MS.
• Lange P., Keilhofer G., 2004. Industrial Biopolymers for Oilwell Drilling: Xanthan Gum, Scleroglucan and how both differ at elevated temperatures. Degussa Construction Polymers GmbH, Trostberg, Germany.
• Leonhardt B., Ernst B., Reimann S., Steigerwald A., Lehr F., 2014. Field Testing the Polysaccharide Schizophyllan: Results of the First Year. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/169032-MS.
• Li Z., Delshad M., 2014. Development of an Analytical Injectivity Model for Non-Newtonian Polymer Solutions. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/163672-PA.
• Lomba R.F.T., 2002. Drill-In Fluids: Identydying Invasion Mechanisms. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/73714-MS.
• Luyster M.R., Tresco K., Dobson J., Ravitz R., Eyaa Allogo C.M., Sooi Lim K., 2016. An Assessment of an Uncomplicated Drill-in Fluid and Its Application to a Wide Range of Global Completions and Their Recent Successes. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/179037-MS.
• Navarrete R.C., Coffey M.D., 2000. New Bio-polymers for Drilling, Drill-In, Completions, Spacer and Coiled Tubing Applications. Society of Petroleum Engineers. 10.2118/64982-MS.
• Navarrete R.C., Himes R.E., Seheult J.M., 2000. Applications of Xanthan Gum in Fluid-Loss Control and Related Formation Damage. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/59535-MS.
• Ogezi O., Strobel J., Egbuniwe D., Leonhardt B., 2014. Operational Aspects of a Biopolymer Flood in a Mature Oilfield. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/169158-MS.
• Queiroz J., dos Santos R.L., 2000. Evolution of a Damaged Zone Caused by Water-Based Polymeric Drill-In Fluid. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/58742-MS.
• Rae P., di Lullo G., 1996. Fracturing Fluids and Breaker Systems – A Review of the State-of-the-Art. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/37359-MS.
• Rivenq R.C., Nolk C., 1992. Improwed Scleroglucan for Polymer Flooding Under Harsh Reservoir Conditions. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/19635-PA.
• Seright R.S., Seheult J.M., Talashek T., 2009. Injectivity Characteristics of EOR Polymers. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/115142-PA.
• Shaari N.E., Kedzierski M., Gorham T.L., 2005. Quantyfying Guar Polymer Recovery Post Hydraulic Fracturing to Determine the Degree of
• Fracture Cleanup: A Field Study of the Point of Rocks Formation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/93912-MS.
• Steliga T., Uliasz M., 2012. Wybrane zagadnienia środowiskowe podczas poszukiwania, udostępniania i eksploatacji gazu ziemnego z formacji łupkowych. Nafta-Gaz, 5: 273–283.
• Suresh Kumar M., Pandey A., Jha M.K.: 2012. Polymer Injectivity Test in Mangala Field – A Significant Step towards Field Wide Implementation. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/155162-MS.
• Sydansk R.D., Southwell G.P., 2000. More than 12 years of experience with a successful conformance-control polymer geltechnology. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/66558-PA.
• Taugbol K., Svanes G., Svanes K., Omland T.H., Alteraas E., Mathisen A.M., 2005. Investigation of Flow-Back Properties of Various Drilling and Completion Fluids through Production Screens. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/94558-MS. van Oort E., Bland R.G., Howard S.K., Wiersma R.J., Roberson L., 1997. Improving HPHT Stability of Water Based Drilling Fliuds. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/37605-MS.
• Wreath D., Pope G.A., Sepehrnoori, K., 1990. Dependence of Polymer Apparent Viscosity on the Permeable Media and Flow Conditions. In Situ, 14(3): 263–284.
• Yerramilli S.S., Zitha P.L.J., Yerramilli R.C., 2013. Novel Insight into Polymer Injectivity for Polymer Flooding. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/165195-MS.
• Yuan C., Delshad M., Wheeler M. F., 2010. Parallel Simulations of Commercial-Scale Polymer Floods. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/132441-MS.
• Zhu D., Jirui Hou, Qi Wei, Yuguang Chen, Kewen Peng, 2017. Development of a High-Temperature Resistant Polymer Gel System for Conformance Control in Jidong Oilfield. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/186235-PA.
• Zima G., 2001. Chemical modifications of natural polymers used in drilling jobs. Nafta-Gaz, 6: 321–325.
• Zima G., Błaż S. 2004. Influence of drilling muds containing modified guar resins on rock properties in the light of laboratory experiments. XV Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna, WWNiG AGH, Krynica, 16–18.06.2004.