Polimery syntetyczne do regulowania filtracji płuczek wiertniczych w warunkach podwyższonej temperatury

• Autorzy: Zima Grzegorz , Jasiński Bartłomiej , Uliasz Małgorzata , Błaż Sławomir

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2022.05.05

Warianty tytułu

EN

Synthetic polymers for controlling filtration of drilling fluids at high temperatures

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule przedstawiono badania laboratoryjne nad zastosowaniem do regulowania filtracji polimerów syntetycznych takich jak kopolimery i terpolimery zbudowane z merów winylowoamidowych, winylowosulfonowych, akrylowosulfonowych lub bezwodnika maleinowego. Środki te według danych literaturowych wykazują odporność termiczną powyżej 200°C. Na podstawie przeprowadzonych badań z wykorzystaniem nowych środków syntetycznych dokonano ich doboru do regulowania filtracji i parametrów reologicznych płuczek wiertniczych w różnych warunkach geologicznych oraz określono korelację pomiędzy wynikami badań filtracji uzyskanymi na statycznej i dynamicznej prasie filtracyjnej HPHT oraz wynikami filtracji otrzymanymi za pomocą aparatu Grace M2200 HPHT. Badania polimerów syntetycznych przeprowadzono w płuczce, w której składzie zastosowano środek skrobiowy i biopolimer XCD. Płuczka ta zawierała dodatkowo 7% inhibitora jonowego KCl i 7% blokatora węglanowego w celu utworzenia osadu filtracyjnego. Dla badanych płuczek przeprowadzono pomiary ich podstawowych właściwości oraz wykonano pomiary statycznej i dynamicznej filtracji HPHT na standardowych sączkach do pomiaru filtracji oraz krążkach ceramicznych o porowatości 20 µm. Filtrację statyczną określono w temperaturach 60°C i 120°C, natomiast dynamiczną w temperaturze 120°C. Filtrację przy użyciu aparatu Grace M2200 HPHT zmierzono również w temperaturach 60°C i 120°C na rdzeniach o porowatości 20 µm. W celu odtworzenia warunków otworowych do płuczek dodawano zwierciny (zmielony łupek mioceński) i skażenia chemiczne w postaci chlorków wapnia i magnezu oraz obciążano je barytem. Wyniki pomiarów na aparacie Grace M2200 HPHT podane w artykule zostały przeliczone na podstawie stosunku powierzchni filtracji w celu porównania z filtracją HPHT na krążkach ceramicznych. Dla płuczek dodatkowo przeprowadzono badanie dyspersji skały ilastej w celu określenia i porównania ich właściwości inhibicyjnych. Uzyskane wyniki badań mogą znaleźć zastosowanie w warunkach przemysłowych podczas głębokich wierceń oraz pozyskiwania energii geotermalnej.

EN

The article presents laboratory research on the use of synthetic polymers for controlling filtration, such as copolymers and terpolymers made of vinylamide, vinylsulfonic, acryl-sulfonic or maleic anhydride units. According to the literature data, these agents show thermal resistance above 200°C. Based on the research carried out with the use of new synthetic agents, they were selected to regulate the filtration and rheological parameters of drilling fluids in various geological conditions, and the correlation between the results of HPHT filtration tests obtained on the static and dynamic filter press and the filtration results obtained with the Grace M2200 PHT apparatus was determined. The research on synthetic polymers was carried out in a mud containing a starch agent and an XCD biopolimer. This mud contained an additional 7% KCl ionic inhibitor and 7% calcium carbonate to form a filter cake. For the tested muds, measurements of their basic properties were carried out, and static and dynamic HPHT filtration measurements were made on standard filters for filtration and ceramic discs with a porosity of 20 µm. Static filtration was determined at 60 and 120°C, and dynamic filtration at 120°C. Filtration using a Grace M2200 HPHT apparatus was performed on cores with a porosity of 20 µm. In order to restore the borehole conditions, drill cuttings (ground Miocene shales) and chemical contamination in the form of calcium and magnesium chlorides were added to the muds, and weighted with barite. The results of the measurements on the Grace M2200 HPHT apparatus given in the article were converted based on the filtration area ratio for comparison with the HPHT filtration on ceramic discs. For the muds, a rock dispersion test was carried out in order to determine and compare their inhibitory properties. The obtained test results can be used in industrial conditions during deep drilling and acquisition of geothermal energy

Słowa kluczowe

PL

polimery syntetyczne; polimery sulfonowane; filtracja; warunki HPHT

EN

synthetic polymers; sulfonated polymers; filtration; HPHT conditions

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2022
• Tom: R. 78, nr 5
• Strony: 375--385
• Opis fizyczny: Bibliogr. 32 poz., rys.

Twórcy

autor

Zima Grzegorz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Jasiński Bartłomiej

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Uliasz Małgorzata

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Błaż Sławomir

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Akhtarmanesh S., Atashnezhad A., Hareland G., Nygaard R., 2017. Application of Differential Evolution to Predict Wellbore Strengthening From Drilling Fluid Containing Nanoparticles HPHT Filtration Test Results. 51st U.S. Rock Mechanics/ Geomechanics Symposium, San Francisco, California, USA.
• Al-Ansari A., Yadav K., Anderson D., Leaper R., Dye W., Hansen N., 2005. Diverse Application of Unique High-Performance Water-Based-Mud Technology in the Middle East. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/97314-MS.
• Al-Muhailan M.S., Rajagopalan A., Al-Shayji A.K., Jadhav P.B., Khatib F.I., 2014. Successful Application of Customized Fluid Using Specialized Synthetic Polymer in High Pressured Wells to Mitigate Differential Stikcing Problems by Minimizing Pore Pressure Transmission. International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia. DOI: 10.2523/IPTC-17913-MS.
• Arambulo S., Colque P., Alban E.D., Ahmed M., 2015. Case Studies Validate the Effectiveness of Aluminum-based HPWBM in Stabilizing Micro-Fractured Shale Formations: Field Experience in the Peruvian Amazon. Society of Petroleum Engineers. DOI:10.2118/174854-MS.
• Balaban R.C., 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.
• Beg M., Kesarwani H., Sharma S., 2019. Effect of CuO and ZnO Nanoparticles on Efficacy of Poly 4-Styrenesulfonic Acid-Co Maleic Acid Sodium Salt for Controlling HPHT Filtration. International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. DOI: 10.2118/197703-MS.
• Bielewicz D., Bortel E., 2000. Polimery w technologii płuczek wiertniczych. Uczelniane Wydawnictwa Naukowo-Dydaktyczne AGH, Kraków.
• Bielewicz D., Bortel E., Witek E., 2003a. Polimery amfoteryczne w zastosowaniu do płuczek wiertniczych. Uczelniane Wydawnictwa Naukowo-Dydaktyczne AGH, Kraków.
• Bielewicz D., Wysocka M., Wysocki S., 2003b. Poliamfolit poli -(KAMPS-co-VAm ∙ HCl) – skuteczny inhibitor hydratacji łupków. Wiertnictwo, Nafta, Gaz, 20(1): 61–68.
• Bortel E., Witek E., Kochanowski A., 2003. Polielektrolity z merami winyloaminowymi i produkty ich modyfikacji. Przemysł Chemiczny, 82(8–9).
• Calcada L.A., Scheid C.M., Calabrez N.D., Waldmann A.T.A., Martins A.L., 2014. A Simplified Methodology for Dynamic Drilling Fluid Filtration Estimation Considering Mudcake Compressibility. International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA. DOI: 10.2118/168208-MS.
• Elkatatny S., 2019. Assessing the Effect of Micronized Starch on Rheological and Filtration Properties of Water-Based Drilling
• Fluid. SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain. DOI: 10.2118/194965-MS.
• Fakoya M.F., Shah S.N., 2014. Enhancement of Filtration Properties in Surfactant-Based and Polymeric Fluids by Nanoparticles. SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, WV, USA. DOI:10.2118/171029-MS.
• Fakoya M.F., Shah S.N., 2018. Effect of Silica Nanoparticles on the Rheological Properties and Filtration Performance of Surfactant-Based and Polymeric Fracturing Fluids and Their Blends. SPE Drill & Compl., 33: 100–114. DOI: 10.2118/163921-PA.
• Farahani M.V., Soleimani R., Jamshidi S., Salehi S., 2014. Development of a Dynamic Model for Drilling Fluid’s Filtration: Implications to Prevent Formation Damage. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA. DOI: 10.2118/168151-MS.
• Federer-Kovács G., Mátrai A., 2013. Examination of Static and Dynamic Filtration on Core Plug Samples on High Temperature. SPE European Formation Damage Conference & Exhibition, Noordwijk, The Netherlands. DOI: 10.2118/165083-MS.
• Fernandez I.J., 2005. Evaluation of Cationic Water-Soluble Polymers With Improved Thermal Stability. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas. DOI: 10.2118/93003-MS.
• Janota M., Bielewicz D., Witek E., 2002. Poliamfolit poli(KAMPS-co-VAm) – nowy polimer do regulacji parametrów reologicznych i filtracji płuczek wiertniczych. Wiertnictwo, Nafta, Gaz, 19(1):99–110.
• Jasiński B., 2017. Analiza skuteczności działania dodatków smarnych na podstawie badań przeprowadzonych z użyciem symulatora wiercenia Grace M2200. Nafta-Gaz, 73(5): 257–265. DOI:10.18668/NG.2017.04.06.
• Jasiński B., 2018. Określenie dynamicznej filtracji płuczek wiertniczych w warunkach HPHT z użyciem nowatorskiej metody pomiarowej. Nafta-Gaz, 74(2): 85–95. DOI: 10.18668/NG.2018.02.02.
• Kalantariasl A., Zeinijahromi A., Bedrikovetsky P., 2014. External Filter Cake Buildup in Dynamic Filtration: Mechanisms and Key Factors. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA. DOI: 10.2118/168144-MS.
• Kayser C., Botthof G., Wylde J., 2015. Development and Application of a State of the Art Fully Synthetic Single Filtration Control Additive Providing Optimum Rheology in WBM: An Innovation for the Medium Temperature Drilling Market. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas, USA. DOI: 10.2118/173715-MS.
• Lv Q., Zhou T., Luan Y., Dong Z., 2021. Rheology and Dynamic Filtration of Foam Fracturing Fluid Enhanced by Cellulose Nanofibrils. International Petroleum Technology Conference, Virtual. DOI: 10.2523/IPTC-21361-MS.
• Mansoor H.H.A., Devarapu S.R., Samuel R., Sharma T., Ponmani S., 2021. Experimental Investigation of Aloe-Vera-Based CuO Nanofluid as a Novel Additive in Improving the Rheological and Filtration Properties of Water-Based Drilling Fluid. SPE Drill & Compl., 36: 542–551. DOI: 10.2118/205004-PA.
• Onuoha I.E. , 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. SPE Eastern Regional Meeting, Columbus, Ohio, USA. DOI: 10.2118/149271-MS.
• Owoseni S., Alonge O., Isehunwa S., 2020. Novel Analytical Technique for Evaluating Static Mud Filtration During Drilling of Horizontal Wells. SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Virtual. DOI: 10.2118/203724-MS.
• Ponmani S., Nagarajan R., Sangwai J.S., 2016. Effect of Nanofluids of CuO and ZnO in Polyethylene Glycol and Polyvinylpyrrolidone on the Thermal, Electrical, and Filtration-Loss Properties of Water-Based Drilling Fluids. SPE Journal, 21(02): 405–415.DOI: 10.2118/178919-PA.
• Salih A.H., Bilgesu H., 2017. Investigation of Rheological and Filtration Properties of Water-Based Drilling Fluids Using Various Anionic Nanoparticles. SPE Western Regional Meeting, Bakersfield, California. DOI: 10.2118/185638-MS.
• Salih A.H., Elshehabi T.A., Bilgesu H.I., 2016. Impact of Nanomaterials on the Rheological and Filtration Properties of Water-Based Drilling Fluids. SPE Eastern Regional Meeting, Canton, Ohio, USA. DOI: 10.2118/184067-MS.
• Vargas J., Roldán L.J., Lopera S.H., Cardenas J.C., Zabala R.D., Franco C.A., Cortés F.B., 2019. Effect of Silica Nanoparticles on Thermal Stability in Bentonite Free Water-Based Drilling Fluids to Improve its Rheological and Filtration Properties After Aging Process. Offshore Technology Conference Brasil, Rio de Janeiro, Brazil. DOI: 10.4043/29901-MS.
• Zhong H., Guan Y., Qiu Z., Feng J., Liu W., Wan Y., Zhang Y., 2021. Improvement of Rheological and Filtration Properties of Water-Based Drilling Fluids Using Bentonite-Hydrothermal Carbon Nanocomposites Under the Ultra-High Temperature and High Pressure Conditions. SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Virtual. DOI: 10.2118/205539-MS.
• Zhou J., Cortes J., Nasr-El-Din H., 2018. Successful Replacement of Conventional Organophilic Clay with Novel Polymer as Viscosifier and Filtration Control Agent in Mineral-Oil-Based Drilling Fluids. SPE Liquids-Rich Basins Conference North America, Midland, Texas, USA. DOI: 10.2118/191776-MS.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).