Płuczka wiertnicza z dodatkiem pochodnych alkoholi tłuszczowych

• Autorzy: Zima Grzegorz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.03.03

Warianty tytułu

EN

Drilling mud with the addition of fatty alcohol derivatives

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań nad opracowaniem płuczek wiertniczych zawierających pochodne alkoholi tłuszczowych, które zapewnią uzyskanie ich optymalnych właściwości inhibitacyjnych w warunkach otworowych. W składach płuczek zostały zastosowane alkoksylowe pochodne alkoholi tłuszczowych, które są środkami niejonowymi i ich inhibitacyjne właściwości zostały potwierdzone we wcześniej przeprowadzonych badaniach. Płuczki o opracowanych składach zostały poddane badaniom w warunkach HPHT oraz obecności skażeń chemicznych i wzrastającej zawartości fazy stałej. Ze względu na możliwość zastosowania płuczek zawierających nowe rodzaje inhibitorów do dowiercania złóż, przeprowadzono również badania ich wpływu na uszkodzenie przepuszczalności skał zbiornikowych. Zastosowanie nowego rodzaju inhibitora wymagało opracowania metodyki kontrolowania jego zawartości w płuczce oraz metodyki obróbki płuczki w czasie wiercenia. Dotychczas stosowane tego typu inhibitory to tzw. poliglikole, będące polimerami tlenku etylenu lub kopolimerami tlenku etylenu i tlenku propylenu różniące się masą cząsteczkową. Głównym badaniem potwierdzającym inhibitacyjne właściwości płuczek jest badanie dyspersji skały ilastej, standardowo przeprowadzane w warunkach otoczenia. W niniejszym artykule opisano badania dyspersji w warunkach podwyższonej temperatury celem potwierdzenia właściwości inhibitacyjnych badanych środków w warunkach zbliżonych do otworowych. Badania dyspersji powiązano dodatkowo z pomiarami pęcznienia, czyli przyrostu objętościowego skały ilastej w środowisku płuczek wiertniczych. Przeprowadzono również badania płuczek zawierających nowe rodzaje poliglikoli w warunkach otworopodobnych: 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. Przedstawiona w artykule tematyka jest wynikiem niesłabnącego zainteresowania ze strony przemysłu stosowaniem płuczek z dodatkiem tego typu inhibitorów. Środki te posiadają podobne właściwości do dotychczas stosowanych poliglikoli, ale wykazują większą efektywność w warunkach otworowych.

EN

The article presents the results of research on the development of drilling muds containing derivatives of fatty alcohols, which will ensure that their optimal inhibitory properties in borehole conditions are achieved. In the mud compositions, alkoxy derivatives of fatty alcohols were used, which are non-ionic agents and their inhibitory properties have been confirmed in earlier studies. Drilling fluids were tested under HPHT conditions as well as under conditions of chemical contamination and increasing solids content. Due to the possibility of using muds containing new types of inhibitors to drill-in, studies on their effect on damage to reservoir rock permeability were also conducted. The use of a new type of inhibitor required the development of a methodology for controlling its content in the mud and a method for treating the mud during drilling. Previously used inhibitors of this type are polyglycols that are polymers of ethylene oxide or copolymers of ethylene oxide and propylene oxide differing in molecular weight. The main test confirming the inhibitory properties of scrubbers is the testing of clay rock dispersion, normally carried out under ambient conditions. This article describes dispersion studies under elevated temperature conditions to confirm the inhibitory properties of test agents under conditions similar to wellbore. Dispersion studies were additionally associated with swelling measurements, i.e. volumetric growth of clay rock in the drilling mud environment. Muds containing new types of polyglycols were also tested in borehole-like conditions: tests on the resistance of these muds to divalent metal ions (Ca2+ and Mg2+), solid phase contamination (ground Miocene shale imitating drill cuttings) and increased temperature. The subject matter presented in the article is the result of industry interest in the use of muds with the addition of this type of inhibitors. These agents have similar properties to the previously used polyglycols, but show greater efficiency under well conditions.

Słowa kluczowe

PL

płuczka wiertnicza; poliglikol; uszkodzenie; przepuszczalność; alkohol tłuszczowy

EN

drilling mud; polyglycol; permeability; damage; fatty alcohol

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 3
• Strony: 162--174
• Opis fizyczny: Bibliogr.34 poz.

Twórcy

autor

Zima Grzegorz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

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.
• Kulawardana E. U., Koh, H., Kim D. H., Liyanage P. J., Upamali K., Huh C., Pope G. A., 2012. Rheology and Transport of Improved EOR Polymers under Harsh Reservoir Conditions. Society of Petroleum Engineers. DOI: 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.
• 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, 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.
• Oort E. van, Bland R.G., Roberson L., 1997. Improving HPHT Stability of Water Based Drilling Fliuds. SPE/IADC 37605. DOI:10.2118/37605-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.
• 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.
• 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. SPE 160029-PA, SPE Drilling and Completion, 28(3): 278–288. 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.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).