بهبود فرمولاسیون گل حفاری از گروه‌های عاملی هیدروکسی به آمینی درگل پایه آبی جهت کاهش آسیب سازندی ناشی از نفوذ صافاب در مخازن کربناته

آسیب سازندی در ناحیه نزدیک دیواره چاه ، امروزه به یکی از موانع مهم در مسیر تولید از چاه‌های نفتی بدل شده است. یکی از جنبه‌های مغفول مانده آسیب سازند، آسیب وارده در اثر نفوذ فیلترات گل حفاری به درون سازند می‌باشد. گل حفاری پایه آبی، با توجه به حضور پلیمرها و ترکیبات دارای سایز میکرون و بسیار ریز، در اثر نفوذ به سازند سبب تغییرات مرتبط با خواص الکتروستاتیکی و جریانی سطح سنگ شده و سبب عوارض مختلف نظیر کاهش سطح تولید سیالات هیدروکربنی، افزایش برش آب تولیدی، تغییر در ترشوندگی مخزن و تغییر در تراوایی نسبی سنگ مخزن می‌شود. در این مطالعه نمونه سنگ مخزن فرآوری شده از مخازن جنوب ایران تهیه شد و با بهره‌گیری از نمونه نفت خام واقعی، محیط مخزن و تماس نفت– سنگ در محیط آزمایشگاه با استفاده از دستگاه تزریق مغزه شبیه‌سازی شد. نمونه گل حفاری بر اساس فرمولاسیون عمومی‌پرمصرف بروی دکل‌های حفاری نفت و گاز و دارای تاییده از پژوهشگاه صنعت نفت تهیه شد و فیلترات آن با استفاده از دستگاه فیلترپرس جداسازی و به درون سنگ مخزن تزریق شد. بررسی انجام شده برروی خواص الکتروستاتیکی مغزه تمیز، مغزه آلوده به نفت خام و مغزه آغشته به فیلترات نشان داد، فیلترات گل حفاری عمومی‌مصرف شده در صنعت سبب تغییر ترشوندگی سطح سنگ از نفت دوست به آب‌دوست می‌شوند و به‌طور قابل توجه‌ای نیروی مویینگی اعمال شده به سیال هیدروکربنی تراوایی نسبی فاز نفتی را در جهت کاهش تولید نفت از مخازن کاهش می‌دهد. اما فرمولاسیون جدیدی از گل حفاری جایگزین شده مبتنی بر حضور گروه عاملی آمین به‌جای هیدروکسیل نشان داد، تغییر ترشوندگی در اثر تزریق فیلترات گل حفاری بهبود یافته به مخزن به طرز قابل توجهی کاهش می‌یابد. همچنین نمونه گل حفاری جدید تاثیر منفی بر جریان سیال هیدروکربنی درون خلل و فرج نخواهد داشت و استفاده از مواد جدید جایگزین باعث افزایش تولید نفت از مخازن می‌گردد.

water based drilling formulation enhancement from hydroxy to amin functional groups to reduce formation damage caused by mud filtration in carbonate reservoirs

formation damage in the near-wellbore area has become one of the significant obstacles in the path of production from oil wells today. one neglected aspect of formation damage is the damage caused by the invasion of drilling fluid filtrates into the formation. water-based drilling fluid, due to the presence of polymers and micrometer-sized compounds, causes changes in the electrostatic and flow properties of the rock surface upon invasion into the formation, resulting in various consequences such as reduced hydrocarbon fluid production, increased produced water cut, alteration in reservoir wettability, and changes in relative permeability of the reservoir rock. in this study, processed reservoir rock samples from southern iran were obtained, and using real crude oil samples, reservoir environment and oil-rock contact were simulated in the laboratory environment using a core flooding apparatus. the drilling fluid sample, based on the commonly used formulation for oil and gas wells and approved by the petroleum industry research institute, was prepared and its filtrate was injected into the reservoir using a filter press device. the investigation conducted on clean core properties, core contaminated with crude oil, and core soaked with filtrate revealed that the commonly used drilling fluid filtrates cause alteration of the rock surface wettability from oil-wet to water-wet and significantly reduce the capillary force applied to hydrocarbon fluids and the relative permeability of the oil phase, leading to decreased oil production from reservoirs. however, a new formulation of drilling fluid replaced based on the presence of amine functional groups instead of hydroxyl groups showed improved wettability alteration upon filtrate injection into the reservoir. additionally, the new drilling fluid sample will not negatively impact the hydrocarbon fluid flow within the pore and fracture networks, and the use of alternative materials will increase oil production from reservoirs.