FORMATION DAMAGE QUANTIFICATION BY NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF (Formation Damage Quantification By Nuclear Magnetic Resonance) Mohamed_A._Hanfi-_final_thesis_draft.pdf - Accepted Version Download (5MB) | Preview

Arabic Abstract

1. يعرف التلف بالمنطقة المحيطة بالبئر باى انخفاض فى نفاذية الزيت الخام من المنطقة المحيطة بالبئر. عمليات التدخل في الآبار مثل الحفر، الاستكمال ، تحسين النفاذية باستخدام الأحماض و عمليات تحسين النفط المستخلص تؤدى الى انخفاض النفاذية فى الصخور الرملية والكربونية. يسبب دخول بعض السوائل كالماء وحمض الهيدروكلوريك المستخدمة في عمليات الحفر وغيرها الى انتفاخ المعادن الطينية وهجرتها مما يؤدى الى انخفاض النفاذية. اما بالنسبة للصخور الكربونية ، فقد وجد ان مسيبات توتر الأسطح اللزجة المطاطية المستخدمة فى عمليات تحسين النفط المستخلص وعمليات تحفيز النفاذية تلتصق باسطح الصخور الكربونية. 2. في هذه الدراسة ، تم استخدام تقنية الرنين النووي المغناطيسي ، نظام الحقن و مجهر المسح الالكترونى لحساب الضرر على الطبقة في الصخور الرملية و الكربونية و تحديد الآلية المسؤولة عن إحداث الضرر. هذه الآليات هي تحرك الجزيئات الصغيرة و انتفاخ المعادن الصلصالية في الصخور الرملية التي تحتوي على نسبة كبيرة منها. بالاضافة إلى امتصاص السطحية ذات المرونة اللزجة في الصخور الكربونية و التي تستخدم في عمليات التحفيز الحمضي للصخور. بالإضافة إلى ذلك ، تم تحديد موقع الضرر الناتج عن امتصاص السطحية ذات المرونة اللزجة خلال عمليات حقن الأحماض او عمليات تعزيز النفط المستخلص و الذي يمكن ان يحدث في المسامات ذات الحجم الكبير والمتوسط والصغير. استخدمت الرسومات البيانية للرنين النووي المغناطيسي لتوضيح نطاق الضرر على المسامات و تحديد حجم المسامات الأكثر تضررا بالامتصاص. 3. أبانت نتائج نظام الحقن الضرر بشكل واضح بعد حقن العينات الرملية بالماء وحمض الهيدروكلوريك. قلل حقن الماء النفاذية بنسبة 84 % بينما كانت النسبة 7.9 % عند استخدام حمض الهيدروكلوريك. وأظهرت نتائج الرنين المغناطيسي النووي تغير في التوزيع الحجمى للمسامات نتيجة لضخ محلول حامض الهيدروكلوريك. كما وضحت الصور المأخوذة بإستخدام مجهر المسح الالكترونى هجرة المعادن الصلصالية فى الصخور الرماية. ايضا ، وجد ان المحلول عالى اللزوجة يؤدى الى امتصاص اعلى من المحلول منخفض اللزوجة فى الصخور الكربونية.

English Abstract

Formation damage can be defined as any reduction in the reservoir permeability in the near-wellbore area. Well intervention such as drilling, completion, matrix stimulation, and EOR operations cause permeability reduction in sandstone and carbonate formations. The invasion of fresh water and HCl into sandstone formation causes the clays to migrate and swell leading to permeability reduction. Also, viscoelastic surfactant (VES) adsorption during acid stimulation and EOR processes on the carbonate rock surface may cause permeability reduction. In this study, NMR technique, coreflooding, and SEM analysis were used to quantify the formation damage in both carbonate and sandstone outcrop core samples and the possible damaging mechanisms responsible of formation damage. These mechanisms are fines migration and precipitation of reaction product in sandstone cores of high clay content, and viscoelastic surfactant (VES) adsorption on carbonate cores that are used in matrix stimulation and EOR process. In addition we located the adsorption damage in carbonate cores due to the VES during EOR processes and it was in the micro, meso, or macro pores. NMR profiles show the region of damage and those impacted by the adsorption. Coreflooding experiments results showed a clear damage in sandstone rocks after flooding the core by de-ionized water (DIW) and HCl. Permeability reduction of 84% and 7.9% was reported for samples flooded by DIW and HCl, respectively. NMR results showed a clear change in the pore size distribution after the injection of HCl. In addition, the SEM images showed the migration of the clay minerals in sandstone rocks. The high viscosity VES system adsorbed more than the low viscosity system on the carbonate rocks.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Mahmoud, Mohamed
Committee Members:	Sultan, Abdulla and Abdulraheem, Abdulazeez
Depositing User:	MOHAMED AB HANFI (g201201940)
Date Deposited:	12 Feb 2017 12:53
Last Modified:	31 Dec 2020 07:10
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140125