New shale hydration inhibitors adapted to the downhole conditions

• Autorzy: Zima Grzegorz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2019.12.03

Warianty tytułu

PL

Nowe inhibitory hydratacji skał ilastych dostosowane do warunków otworowych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The subject of the paper is the application of polyol compounds as active shale formation hydration inhibitors in drilling muds as the result of permanent interest from the industry in the use of this type drilling mud systems. Due to opportunity of precise compounds selection ensuring optimum properties of the drilling mud under specific down hole conditions, new agents have been developed that work effectively in a wider temperature range experienced in borehole conditions. The paper describes laboratory research carried over polyols that haven’t been used in drilling fluids technology yet but may ensure optimal inhibition properties in the wide temperature range. Compounds belongs to polyglycols category like ethylene oxide or copolymers of ethylene oxide and propylene oxide with different molecular weight, are widely use so far. However, in the presented discussion other agents were used, which are products of ethoxylation and propoxylation of long-chain hydrocarbon fatty alcohols (10 and more carbon atoms). The main test that can prove drilling mud inhibitory properties is active shale dispersion investigation, routinely carried in ambient conditions. As part of the additional tests carried out, the influence of the inhibitors used on the active shale dispersion under elevated temperature conditions was determined in order to confirm the inhibitory properties of these agents in near-down hole conditions. Near down hole conditions test was also carried out on drilling muds containing polyols group compounds, ie resistance test to contamination with ions of divalent metals (Ca2+ and Mg2+), solid phase contamination (milled Miocene shale pretending drill cuttings) and increased temperature. Investigations were also carried out on clouding of polyol solutions in 7% KCl solution. The acquired results indicate that chemical compound presence of the hydrophobic chain derived from fatty alcohol in the molecule further increases the effectiveness of the rock hydration inhibitor. The results obtained during the study allowed for a better understanding of the inhibition mechanism of these agents on the active shale. The new rock hydration inhibitor developed as part of the work can be used in industrial conditions.

PL

Przedstawiona w artykule tematyka dotyczy zastosowania w płuczkach wiertniczych związków z grupy polioli jako inhibitorów hydratacji skał ilastych i jest wynikiem ciągłego zainteresowania ze strony przemysłu wykorzystaniem tego typu płuczek. Ze względu na możliwość bardziej precyzyjnego doboru związków zapewniających optymalne właściwości płuczki w określonych warunkach otworowych – opracowano nowe środki działające efektywnie w szerszym zakresie temperatur występujących w warunkach otworowych. W niniejszym artykule opisano badania laboratoryjne nad doborem dotychczas niestosowanych w technologii płuczkowej polioli, które zapewnią uzyskanie optymalnych właściwości inhibicyjnych płuczek wiertniczych w szerokim zakresie temperatury. Dotychczas wykorzystywane środki z tej grupy to tzw. poliglikole, będące polimerami tlenku etylenu lub kopolimerami tlenku etylenu i tlenku propylenu, różniące się masą cząsteczkową. Natomiast w przedstawionych badaniach użyto dodatkowo innych środków, które są produktami etoksylowania i propoksylowania alkoholi o długich łańcuchach węglowodorowych (10 i więcej atomów węgla). Głównym badaniem potwierdzającym inhibicyjne właściwości płuczek jest badanie dyspersji skały ilastej, standardowo przeprowadzane w warunkach otoczenia. W ramach wykonanych dodatkowo badań określono wpływ użytych inhibitorów na dyspersję skały ilastej w warunkach podwyższonej temperatury celem potwierdzenia właściwości inhibicyjnych tych środków w warunkach zbliżonych do otworowych. Przeprowadzono również badania płuczek zawierających związki z grupy polioli w warunkach otworopodobnych, tj. wykonano badania odporności tych płuczek na skażenie jonami metali dwuwartościowych (Ca2+ i Mg2+), skażenie fazą stałą (zmielonym łupkiem mioceńskim, imitującym zwierciny) oraz działanie podwyższonej temperatury. Wykonano również badania temperatury mętnienia roztworów polioli w 7-procentowym roztworze KCl. Uzyskane wyniki badań wskazują, że obecność w cząsteczce związku chemicznego łańcucha hydrofobowego pochodzącego od alkoholu tłuszczowego dodatkowo zwiększa efektywność działania inhibitora hydratacji skał. Wyniki otrzymane podczas badań pozwoliły na lepsze zrozumienie mechanizmu inhibicyjnego działania tych środków na skały ilaste. Opracowany w ramach pracy nowy inhibitor hydratacji skał może znaleźć zastosowanie w warunkach przemysłowych.

Słowa kluczowe

EN

drilling mud; hydration inhibitors; polyglycol; polyol; shale

PL

płuczka wiertnicza; inhibitor hydratacji; poliglikol; poliol; łupek ilasty

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2019
• Tom: R. 75, nr 12
• Strony: 751--758
• Opis fizyczny: Bibliogr. 32 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Zima Grzegorz

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

Bibliografia

• Akram M.W., Meyer J.L., Polycarpou A.A., 2016. Tribological interactions of advanced polymeric coatings with polyalkylene glycol lubricant and r1234yf refrigerant. Tribology International, 97: 200–211. DOI: 10.1016/j.triboint.2016.01.026.
• Aston M. S., Elliot G. P., 1994. Water based glycol drilling muds: shale inhibition mechanism. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/28818-MS.
• Aziz N.A.M., Raschid U., Zulkifli N.W.M., 2016. Temperature effect on tribological properties of polyol ester-based environmentally adapted lubricant. Tribology International, 93: 43–49. DOI: 10.1016/j.triboint.2015.09.014.
• Balaban R.C. de, Vidal E.L.F., Borges M.R., 2015. Design of experiments to evaluate clay swelling inhibition by different combinations of organic compounds and inorganic salts for application in water base drilling fluids. Applied Clay Science, 105–106: 124–130. DOI:10.1016/j.clay.2014.12.029.
• Bielewicz D., Bortel E., 2000. Polimers in drilling fluids technology. AGH Uczelniane Wydawnictwa Naukowo-Dydaktyczne, Kraków.
• Ferreira C.C., Teixeira G.T., Lachter E.R., Nascimento R.S.V., 2016. Partially hydrophobized hyperbranched polyglycerols as non-ionic reactive shale inhibitors for water-based drilling fluids. Applied Clay Science, 132–133: 122–132. DOI: 10.1016/j.clay.2016.05.025.
• Gholami R., Elochukwu H., Fakhari N., Sarmadivaleh M., 2018. A review on borehole instability in active shale formations: Interactions, mechanisms and inhibitors. Earth-Science Reviews, 177: 2–13. DOI: 10.1016/j.earscirev.2017.11.002.
• He S., Liang L., Zeng Y., Ding Y., Lin Y., Liu X., 2016. The influence of water-based drilling fluid on mechanical property of shale and the wellbore stability. Petroleum, 2: 61–66. DOI: 10.1016/j.petlm.2015.12.002.
• Jasiński B., 2015. Comparison of the effect of inhibited drilling muds parameters on the physical and mechanical properties of shale rocks. Nafta-Gaz, 6: 418–424.
• Jasiński B., 2016. The impact of wash fluids on the quality of casing cementing after using glycol based drilling mud. Nafta-Gaz, 6: 413–421,DOI: 10.18668/NG.2016.06.04.
• Jasiński B., 2017. Analysis of lubricity additives effectiveness based on research performed with the Grace M2200 drilling simulator. NaftaGaz, 4: 257–265, DOI: 10.18668/NG.2017.04.06.
• Kania D., Yunus R., Omar R., Rashid S.A., Jan B.M., Arsanjani N., 2018. Nonionic polyol esters as thinner and lubricity enhancer for synthetic-based drilling fluids. Journal of Molecular Liquids, 266: 846–855. DOI: 10.1016/j.molliq.2018.07.014.
• Kazemi-Beydokhti A., Hajiabadi S.H., 2018. Rheological investigation of smart polymer/carbon nanotube complex on properties of waterbased drilling fluids. Colloids and Surfaces A, 556: 23–29. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2018.07.058.
• Khodja M., Canselier J.P., Bergaya F., Fourar K., Khodia M., Cohuat N., Benmounah A., 2010. Shale problems and water-based drilling fluid optimization in the Hassi Messaoud Algerian oil field. Applied Clay Science, 49: 383–393. DOI: 10.1016/j.clay.2010.08.008.
• 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.
• Ogonowski J., Tomaszkiewicz-Potępa A., 1999. Surfactants. Wydawnictwo Politechniki Krakowskiej.
• Oort E. van, Bland R.G., Roberson L., 1997. Improving HPHT Stability of Water Based Drilling Fliuds. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/37605-MS.
• Oort E. van, 2003. On the physical and chemical stability of shales. Journal of Petroleum Science and Engineering, 38: 213– 235. DOI: 10.1016/S0920-4105(03)00034-2.
• 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.
• Razali S.Z., Yunus R., Rashid S.A., Lim H.N., Jan B.M., 2018. Review of biodegradable synthetic-based drilling fluid: Progression, performance and future prospect. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 90: 171–186. DOI: 10.1016/j.rser.2018.03.014.
• Reid P.I., Dolan B., Cliffe S., 1995. Mechanism of Shale Inhibition by Polyols in Water Based Drilling Fluids. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/28960-MS.
• Samaei S.M., Tahmasbi K., 2007. The possibility of replacing oil-based mud with the environmentally acceptable water based glycol based drilling mud for the Iranian fields. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/106419-MS.
• Sayindla S., Lund B., Ytrehus J.D., Saasen A., 2017. Hole-cleaning performance comparison of oil-based and water-based drilling fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, 159: 49–57. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.08.069.
• 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.
• Villabona-Estupinan S., Rodrigues J. de A., Nascimento R.S.V., 2017. Understanding the clay-PEG (and hydrophobic derivatives) interactions and their effect on clay hydration and dispersion: A comparative study. Applied Clay Science, 143: 89–100. DOI:10.1016/j.clay.2017.03.021.
• Xiao H., Liu S., Chen Y., Han D., Wang D., 2017. Impacts of polypropylene glycol (PPG) additive and pH on tribological properties of water-based drilling mud for steel-steel contact. Tribology International, 110: 318–325. DOI: 10.1016/j.triboint.2017.02.025.
• Xu J., Qiu Z., Huang W., Zhao X., 2017. Preparation and performance properties of polymer latex SDNL in water-based drilling troublesome shale formations. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 37: 462–470. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.11.064.
• Xu J., Qiu Z., Zhao X. Zhong H., Li G., Huang W., 2018. Synthesis and characterization of shale stabilizer based on polyethylene glycol grafted nano-silica composite in water-based drilling fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, 163: 371–377. DOI:10.1016/j.petrol.2018.01.007.
• Zamora M., Roy S., Slater K.S., Troncoso J.C., 2013. Study on the Volumetric Behavior of Base Oils, Brines, and Drilling Fluids Under Extreme Temperatures and Pressures. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/160029-MS.
• Zhang Q., Jia W., Fan X, Liang Y., Yang Y., 2015. A review of the shale wellbore stability mechanism based on mechanical-chemical coupling theories. Petroleum, 1: 91–96. DOI: 10.1016/j.petlm.2015.06.005.
• Zhao X., Qiu Z., Huang W., Wang M., 2017. Mechanism and method for controlling low-temperature rheology of water-based drilling fluids in deep water drilling. Journal of Petroleum Science and Engineering, 154: 405–416. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.04.036.
• 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.