Metodyka kontrolowania związków aminowych i lateksów w płuczkach wiertniczych

• Autorzy: Zima Grzegorz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.03.03

Warianty tytułu

EN

Methodology of controlling amino compounds and latex in drilling muds

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Obecnie w praktyce przemysłowej w składach płuczek wiertniczych coraz częściej są stosowane inhibitory hydratacji skał zaliczane do związków aminowych. Dla tego typu związków nie opracowano dotychczas metodyki oznaczania ich zawartości w płuczce wiertniczej, a prawidłowe serwisowanie tego rodzaju płuczek wymaga ciągłego kontrolowania ich zawartości celem zapewnienia odpowiednich właściwości inhibicyjnych. Podczas wiercenia związki aminowe adsorbują się na powierzchni skał i ich stężenie ulega zmniejszeniu, co skutkuje obniżeniem inhibicyjnych właściwości płuczki. Często stosowanym w składach płuczek dodatkiem jest lateks, którego oznaczanie jest niezbędne do zapewnienia stabilności parametrów płuczki. Związki tego typu zapewniają utrzymanie stateczności ścian otworu wiertniczego, a ich zawartość również ulega zmniejszeniu podczas głębienia otworu. Uzyskane w opisanych w artykule badaniach wyniki pozwoliły na zaproponowanie metod oznaczania związków aminowych i lateksów. Metody te mogą być wykorzystane w laboratorium polowym podczas serwisowania płuczek wiertniczych. W artykule przedstawiono metodykę oznaczania zawartości nowych rodzajów środków chemicznych stosowanych do płuczek wiertniczych, tj. inhibitorów hydratacji skał zaliczanych do związków aminowych oraz lateksów. Zaproponowane metody umożliwiają prawidłowe serwisowanie płuczek z dodatkiem tych środków, zapewniające utrzymanie odpowiednich właściwości płuczek. Metoda oznaczania związków aminowych polega na określeniu całkowitej zawartości azotu w filtracie płuczki wiertniczej. Rozcieńczenie filtratu pozwala na uzyskanie wyników w zakresie pomiarowym metody i obniżenie stężenia jonów chlorkowych, których ilość nie może przekraczać 10 000 mg/dm3 . Pierwsza z metod oznaczania lateksu polega na wagowym oznaczeniu suchej pozostałości po wydzieleniu lateksu z filtratu płuczkowego acetonem. Druga natomiast opiera się na pomiarach nefelometrycznych rozcieńczonego dziesięciokrotnie filtratu. Wynikiem pomiaru jest wartość NTU (ang. nephelometric turbidity unit – nefelometryczna jednostka mętności) zależna od zawartości lateksu w filtracie. Wszystkie z opracowanych metod wymagają sporządzenia krzywych wzorcowych, które stanowią podstawę do obliczania zawartości danego środka w płuczce.

EN

In industrial practice, rock hydration inhibitors, classified as amine compounds, are being increasingly used in drilling mud compositions. There is no methodology for determining this type of compounds content in the drilling mud, and proper servicing of this type of muds requires constant monitoring of their content to ensure appropriate inhibitory properties. During drilling, amine compounds adsorb on the surface of rocks and their concentration decreases during drilling and reduces the inhibitory properties of the mud. A common additive used in the composition of drilling muds is latex, the determination of which is necessary to ensure the mud parameters stability. Compounds of this type ensure the stability of the borehole wall, while their content also decreases during drilling. The results obtained from the research presented in the article allowed to propose methods for the determination of amine compounds and latexes. These methods can be used in the field laboratory when servicing drilling muds. The article presents the methodology for determining the content of new types of chemicals used in drilling muds, i.e. rock hydration inhibitors classified as amine compounds and latexes. The proposed methods enable proper servicing of muds with the addition of the agents that ensure the maintenance of appropriate mud properties. The method for the determination of amine compounds consists in determining the total nitrogen in the drilling mud filtrate. Dilution of the filtrate provides the results within the measuring range of the method and reduces the concentration of chloride ions, the amount of which may not exceed 10 000 mg/dm3 . The first method of latex determination is weight determination of the dry residue after separation of the latex from the filtrate with acetone. The second one is based on nephelometric measurements of a tenfold diluted filtrate. The measurement result is the NTU (nephelometric turbidity unit) value depending on the latex content in the filtrate. All of the developed methods require the preparation of calibration curves, which are the basis for calculating the content of a given agent in the mud.

Słowa kluczowe

PL

płuczka wiertnicza; poliamina; amina; lateks; skała ilasta; inhibitor hydratacji

EN

drilling fluid; polyamine; amine; latex; clay rock; hydration inhibitors

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 3
• Strony: 164--174
• Opis fizyczny: Bibliogr. 37 poz., rys.

Twórcy

autor

Zima Grzegorz

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Al-Ansari A., Yadav K., Anderson D., Leaper R., Dye W., Hansen N., 2005. Diverse Application of Unique High-Performance WaterBased-Mud Technology in the Middle East. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/97314-MS.
• Al-Muhailan M.S., Arun Rajagopalan A.K., Al-Shayji P.B., Jadhav F., Khatib 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. IPTC-17913-MS, 1–13. DOI: 10.2523/IPTC-17913-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.
• 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.
• Błaż S., 2018. Płuczki lateksowo-glinowe do przewiercania niestabilnych formacji łupkowych. Nafta-Gaz, 7: 526–534. DOI:10.18668/NG.2018.07.06.
• Bortel E., Witek E., Kochanowski A., 2003. Polielektrolity z merami winyloaminowymi i produkty ich modyfikacji. Przemysł Chemiczny,82(8–9).
• Bortel E., Witek E., Kochanowski A., Pazdro M., 2005. Poliwinyloamina źródłem nowych możliwości rozwoju polimerów hydrofilowych. Polimery, 50(7–8).
• Bortel E., Witek E., Pazdro M., Kochanowski A., 2007. N-winyloformamid – nowy ekologiczny monomer wodorozpuszczalny. Polimery, 52(7–8).
• Chao M., Lin Z., Yuansen S., Lun L., 2014. Anti-Collapse Polyamine Aluminum Drilling Fluid System and its Application in Strong WaterSensitive Shale Formation. EJGE, 19: 2691–2704.
• Chu Q., Lin L., Zhao Y., 2019. Hyperbranched polyethylenimine modified with silane coupling agent as shale inhibitor for water-based drilling fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182: 106–133. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106333.
• Deville J.P., Fritz B., Jarrett M., 2011. Development of water-based drilling fluids customized for shale reservoirs. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas, USA, SPE-140868-MS. DOI: 10.2118/140868-MS.
• Dye B., Clapper D., Hansen N., Leaper R., Shoults L., Otto M., Xiang T., Gusler B., 2004. Design Considerations for High Performance Water-Based Muds. AADE-04-DF-HO-14: 1–11.
• Dye W., Daugereau K., Hansen N., Otto M., Shoults L., Leaper R., Clapper D., Xiang T., 2005. New Water-Based Mud Balances HighPerformance Drilling and Environmental Compliance. SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands, SPE-92367-MS. DOI:10.2118/92367-MS.
• Fernandez I.J., 2005. Evaluation of Cationic Water-Soluble Polymers With Improved Thermal Stability. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas, SPE-93003-MS. DOI: 10.2118/93003-MS.
• Huang J., Ghassemi A., 2010. Chemo-poroelastic Solution for Pore Pressure Transmission Test Considering Solute Diffusion. ARMA 10-337, ARMA, American Rock Mechanics Association.
• Huang W., Li X., Qiu Z., Jia J., Wang Y., Li X., 2017. Inhibiting the surface hydration of shale formation using preferred surfactant compound of polyamine and twelve alkyl two hydroxyethyl amine oxide for drilling. Journal of Petroleum Science and Engineering, 159: 791–798. DOI: 10.1016/J.PETROL.2017.10.006.
• 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.
• Liu C., Hoang S.K., Tran M.H., Abousleiman Y.N., Ewy R.T., 2017. Poroelastic Dual-Porosity Dual-Permeability Simulation of Pressure Transmission Test on Chemically Active Shale. Journal of Engineering Mechanics, 143(6). DOI: 10.1061/(ASCE)EM.1943-7889.0001210.
• Liu J., Qiu Z., Huang W., 2015. Novel latex particles and aluminum complexes as potential shale stabilizers in water-based drilling fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, 135: 433–441. DOI: 10.1016/J.PETROL.2015.10.003.
• Liu J., Qiu Z., Huang W., Song D., Bao D., 2014. Preparation and Characterization of Latex Particles as Potential Physical Shale Stabilizer in Water-Based Drilling Fluids. Scientific World Journal. Article ID 895678, 1–8. DOI: 10.1155/2014/895678.
• 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, SPE-149271-MS. DOI: 10.2118/149271-MS.
• Oort van E., 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.
• Patel A., Stamatakis E., Friedheim J.E., Davis E., 2001. Highly Inhibitive Water-Based Fluid System Provides Superior Chemical Stabilization of Reactive Shale Formations. AADE-01-NC-HO-55.
• Rea A.B., Nagatani R., Davis E.S., Carlton T., Coragliotti A., Firliet B., Tran S., 2016. A Novel System for Controlling Pore Pressure Transmission, Inhibition, Stabilization and Targeted Lubrication in Water-Sensitive Shales: Proof-of-Concept and Initial Field Results. SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, SPE-178215-MS. DOI: 10.2118/178215-MS.
• Rzymski W. 2012. Kauczuk naturalny i wybrane produkty jego chemicznej modyfikacji – zarys historyczny. Polimery, 47: 310–315.
• Schlemmer R., Friedheim J.E., Growcock F.B., Bloys J.B., Headley J.A., Polnaszek S.C., 2003. Chemical Osmosis, Shale, and Drilling Fluids. SPE Drilling & Completion, 24(3): 318–331.
• Uliasz M., 2011. Wpływ polimerów z I-rzędowymi grupami aminowymi na właściwości inhibitacyjne płuczki wiertniczej. Nafta-Gaz, 1: 19–29.
• Uliasz M., Zima G., Jasiński B., Szajna A., Witek E., 2018. Ocena wpływu poliwinyloaminy na inhibitujące właściwości płuczki wiertniczej. Nafta-Gaz, 9: 669–675. DOI: 10.18668/NG.2018.09.05.
• Vickers S.R., Cowie M.S., Burgess M., Anderson D.A., 2007. The Application of Specifically Formulated Bridging Materials To Successfully Reduce Pore Pressure Transmission To Enable Depleted Fractured Reservoirs To Be Drilled and Produced Without Incurring Formation
• Damage. European Formation Damage Conference, Scheveningen, The Netherlands, SPE-107753-MS. DOI: 10.2118/107753-MS.
• Witthayapanyanon A., Leleux J., Vuillemet J., Morvan R., Pomian A., Denax A., Bland R., 2013. High Performance Water-Based Drilling Fluids – An Environmentally Friendly Fluid System Achieving Superior Shale Stabilization While Meeting Discharge Requirement Offshore Cameroon. SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, SPE-163502-MS. DOI: 10.2118/163502-MS.
• Wu Y., Qi Q., Liang G., Zhang L., 2006. A strategy to prepare high performance starch/rubber composites: In situ modification during latex compounding process. Carbohydrate Polymers, 65(1): 109–113. DOI: 10.1016/j.carbpol.2005.12.031.
• Wysocki S., Bielewicz D., Wysocka M., 2007. Badania wpływu nowo opracowanych płuczek kationowo-skrobiowych na zmianę przepuszczalności ośrodka przy użyciu filtrów ceramicznych. Wiertnictwo, Nafta, Gaz, 24(1): 627–632.
• Yadav P.K., Ali S.S., Al Tawat N.A., Al Dhamen A.A., Jin G., 2016. Effect of Drilling Fluid on Rock Mechanical Properties at NearDrilling Conditions. An Implication of Fluid Design on Wellbore Stability. OTC-26460-MS, 1–9. DOI: 10.4043/26460-MS.
• Young S., Stamatakis E., 2006. Novel Inhibitor Chemistry Stabilizes Shales. AADE-06-DF-HO-39.
• Zhang S., Sheng J.J., Qiu Z., 2016. Water adsorption on kaolinite and illite after polyamine adsorption. Journal of Petroleum Science and Engineering, 142: 13–20. DOI: 10.1016/J.PETROL.2016.01.040.
• Zhong H., Qiu Z., Huang W., Cao J., 2011. Shale inhibitive properties of polyether diamine in water-based drilling fluid. Journal of Petroleum Science and Engineering, 78: 510–515. DOI: 10.1016/J.PETROL.2011.06.003

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).