Badania laboratoryjne nad doborem środków przeciwakrecyjnych do płuczek wiertniczych

• Autorzy: Błaż Sławomir

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2019.05.04

Warianty tytułu

EN

Laboratory tests on the selection of anti-accretion agents in water-based drilling muds

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Podczas wiercenia otworów w formacjach łupkowych bardzo często występują poważne problemy związane z niestabilnością otworu wiertniczego. Większość z nich nie wynika z niskiej wytrzymałości mechanicznej przewiercanych skał, ale z ich chemicznie reaktywnego charakteru. Reaktywne skały ilasto-łupkowe pod wpływem płuczek wodnodyspersyjnych ulegają hydratacji. Uwodnione zwierciny przywierają do powierzchni świdra i metalowych części przewodu wiertniczego (rury płuczkowe, obciążniki), tworząc w ten sposób plastyczną mieszaninę, która przeciwdziała bezpośredniemu stykaniu się części wiercącej świdra z powierzchnią urabianej skały. Nadmierny wzrost zawartości rozmokniętej ilastej mieszaniny plastycznej na świdrze i przewodzie wiertniczym wpływa na proces wiercenia poprzez zwiększenie momentu obrotowego. W wyniku zwiększonego oporu może nastąpić przychwycenie przewodu, pogorszenie wskaźników hydraulicznych, co wpływa na zmniejszenie prędkości wiercenia otworu (ROP). W artykule przedstawiono badania nad doborem i wdrożeniem dodatku do wodnodyspersyjnych płuczek wiertniczych nowego rodzaju środka przeciwakrecyjnego zapobiegającego oblepianiu świdra i akrecji zwiercin na przewodzie wiertniczym. Badania skuteczności doboru środków do płuczek wiertniczych były prowadzone według założonej i opracowanej charakterystycznej metodologii badania, uwzględniającej wpływ poszczególnych czynników na zredukowanie zjawiska akrecji. Przeprowadzono szereg testów akrecyjnych określających wpływ rodzaju przewiercanej skały, czasu ekspozycji zwiercin na działanie płuczki, wpływ wielkości powstających zwiercin oraz występującego mechanicznego obciążenia na zjawisko akrecji. Badania doboru środków przeciwakrecyjnych prowadzono na próbkach skał odkrywkowych w środowisku wodnodyspersyjnych płuczek wiertniczych. Uzyskane wyniki zostały poddane analizie, umożliwiającej opracowanie składu środka przeciwakrecyjnego, który może być wykorzystywany jako dodatek do wodnodyspersyjnych płuczek wiertniczych zapobiegający oblepianiu świdra i akrecji zwiercin. Zastosowanie opracowanego środka do płuczek otworowych pozwoliło na ponad 90-procentowe zredukowanie akrecji zwiercin w porównaniu do płuczek bez dodatku tego typu środków. W badaniach potwierdzono także jego znacznie wyższą efektywność w stosunku do obecnie stosowanego w polskim wiertnictwie środka do zapobiegania oblepianiu świdra.

EN

In the course of borehole drilling through shale formations very often there are serious problems associated with the instability of the borehole. Most of these problems do not result from the low mechanical strength of the drilled rocks, but from the chemically reactive nature of the rocks. Reactive shale-clay rocks are hydrated under the influence of water-based drilling muds. Hydrated cuttings at the bottom of the borehole adhere to the surface of the bit and metal parts of the drill string (drill pipes, drill collars), forming a plastic mixture that prevents direct contact between the drill blades and the surface of the rock to be cut. The excessive increase in the contents of the clayey plastic mixture on the bit and the drill pipe affects the drilling process by increasing the torque. As a result of the increased resistance, the pipe may get stuck, hydraulic indicators may deteriorate, which reduces the rate of penetration (ROP). This article presents research on the selection and implementation of a new type of anti-precipitation agent to water-based drilling muds, preventing the sticking of the bit and accretion of cuttings on the drill string. The selection of anti-accretion agents was carried out ac-cording to the methodology considering the influence of individual factors to reduce the accretion phenomenon. A number of accretion tests were carried out to determine the effect of the type of rock used, the exposure time of the drill cuttings to drilling mud influence, the impact of the size of the formed cuttings and the mechanical load on the accretion phenomenon. Studies on the selection of anti-accretion agents were carried out on open-pit rock samples in the environment of water-based drilling muds. The obtained results were analyzed allowing the formulation of the anti-accretion composition, which can be used as an additive to water-based drilling muds, preventing the drilling bit from getting stuck and the accretion of cuttings. The use of the developed agent has allowed for more than 90% reduction of accretion of drill cuttings compared to muds without the addition of this type of agent, as well as its much higher efficiency than the anti-accretion agent used .in the Polish drilling industry.

Słowa kluczowe

PL

płuczka wodnodyspersyjna; akrecja zwiercin; oblepianie świdra; skały ilasto-łupkowe

EN

water-based drilling mud; cutting accretion; bit balling; clay shale rock

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2019
• Tom: R. 75, nr 5
• Strony: 265--274
• Opis fizyczny: Bibliogr. 22 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Błaż Sławomir

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Black A.D., Bland R.G., Curry D., Ledgerwood L.W., Robertson H., Judzis A., Grant T., 2008. Optimization of Deep-Drilling Performance with Improvements in Drill-Bit and Drilling-Fluid Design. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/112731-MS.
• Cliffe S., Young S., 2008. Agglomeration and Accretion of Drill Cuttings in Water-Based Fluids. American Association of Drilling Engineers, AADE-08-DF-HO-10.
• Ewy R.T., Morton E.K., 2009. Wellbore-Stability Performance of Water-Based Mud Additives. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/116139-PA.
• Hariharan P.R., Cooper G.A., Hale A.H., 1998. Bit Balling Reduction by Electro-Osmosis While Drilling Shale Using a Model BHA (Bottom Hole Assembly). Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/39311-MS.
• 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(1): 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.
• Judzis A., Black A.D., Curry D.A., Meiners M.J., Grant T., Bland R.G., 2007. Optimization of Deep Drilling Performance; Benchmark Testing Drives ROP Improvements for Bits and Drilling Fluids. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/105885-MS.
• Ma C., Yang Y., Li L., 2012. Study on Drilling Fluid Technology of Eliminating Bit Balling by Changing Wettability. Advanced Materials Research, 542–543: 1083–1086. DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.542-543.1083.
• Mat M.R., Bin Zakaria M.Z., Radford S., Eckstrom D., 2002. Innovative Low-Friction Coating Reduces PDC Balling and Doubles ROP Drilling Shales with WBM. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/74514-MS.
• Mettath S., Stamatakis E., Young S., De Stefano G., 2011. The Prevention and Cure of Bit Balling in Water-Based Drilling Fluids. American Association of Drilling Engineers, AADE-11-NTCE-28.
• Onuoha I.E.O., Bilgesu H.I., Ameri S., 2011. Study of Drilling Fluid Additives and Their Impact on Smectite Inhibition, Marcellus Shale Inhibition, and Filtration & Rheological Properties of Bentonite Based Drilling Fluids. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/149271-MS.
• Rahmani R., Ferrell R.E., Smith J.R., 2016. Multiscale Imaging of Fixed-Cutter-Drill-Bit-Generated Shale Cuttings. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/176028-PA.
• Schnuriger M., Cuillier B., Tilleman D., Rose K., 2017. Curved Nozzle Design for PDC Bits Enhances Hydraulics for Bit Cleaning and Cooling Improvements. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/184734-MS.
• Smith L., Mody F.K., Hale A., Romslo N., 1996. Successful Field Application of an Electro-Negative Coating to Reduce Bit Balling Tendencies in Water Based Mud. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/35110-MS.
• Uliasz M., Zima G., Jasiński B., Szajna A., 2018. Ocena wpływu poliwinyloaminy na inhibitujące właściwości płuczki wiertniczej. NaftaGaz, 9: 669–675. DOI: 10.18668/NG.2018.09.05.
• Van Oort E., 2017. Shale Stabilization by High-Salinity Formate Drilling Fluids. American Association of Drilling Engineers, AADE-17- NTCE-111.
• Van Oort E., Ahmad M., Spencer R., Legacy N. 2015. ROP Enhancement in Shales through Osmotic Processes. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/173138-MS.
• Van Oort E., Bland R., Pessier R., 2000. Drilling More Stable Wells Faster and Cheaper with PDC Bits and Water Based Muds. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/59192-MS.
• Villabona-Estupiñán S., de Almeida Rodrigues J., 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.
• Wells M., Marvel T., Beuershausen C., 2008. Bit Balling Mitigation in PDC Bit Design. Society of Petroleum Engineers.DOI:10.2118/114673-MS.
• Yadav P.K., Ali S.S., Tawat N.A.A., Dhamen A.A.A., Jin G., 2016. Effect of Drilling Fluid on Rock Mechanical Properties at Near-Drilling Conditions: An Implication of Fluid Design on Wellbore Stability. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.4043/26460-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(2): 91–96. DOI: 10.1016/j.petlm.2015.06.005.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2019).