Evaluation of Secondary Formation Damage During Filter Cake Removal. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (PhD Thesis) PhD_ Amir Shokry.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 22 January 2027. Download (14MB)

Arabic Abstract

تُؤدِّي سوائل الحفر وظائف أساسية عديدة أثناء عملية الحفر، بما في ذلك تبريد وتزييت أداة الحفر، وإزالة الفتات الصخري من البئر، والحفاظ على سلامة جدران البئر الهيكلية، والسيطرة على الضغط داخل البئر. ويُعَدُّ تكوين طبقة ترشيح على جدران البئر أحد الجوانب المهمة في أداء سوائل الحفر؛ إذ تتكوَّن هذه الطبقة عندما تُشكِّل الجسيمات الصلبة في السائل حاجزًا يُساعد على تنظيم فقدان السائل إلى الصخور. وتتميَّز طبقة الترشيح الفعّالة بانخفاض نفاذيتها ورُقَّتها وتجانسها، مما يمنع الغزو المفرط للسوائل الذي قد يُسبب ضررًا للمكمن. ويُعدّ تكوين طبقة الترشيح هذا نوعًا من الضرر الأولي للصخور. وبعد الانتهاء من الحفر، يصبح من الضروري إزالة هذه الطبقة لضمان تدفّقٍ مثالي للموائع الهيدروكربونية، غير أنّ عملية الإزالة قد تُسبّب ضررًا ثانويًا للمكمن يؤثر سلبًا في النفاذية والإنتاجية. تقدِّم هذه الرسالة دراسةً شاملةً لتقييم الضرر الأولي والثانوي الناتج عن إزالة طبقات الترشيح المتكوّنة من مواد الوزن الهيماتيت (Hematite) والميكرومـاكس (Micromax) في سوائل الحفر المائية. وقد جُمِعَت الدراسة بين مراجعةٍ أدبيةٍ متعمقةٍ، وتجاربَ عملية منهجيةٍ، وتقنياتٍ متقدمةٍ في توصيف المواد، بهدف تحديد الآليات المتحكمة لعمليات إزالة طبقة الترشيح وتصميم سوائل أخري غير مُؤذية للمكمن وصديقةٍ للبيئة. أُجريَت أولًا مراجعة أدبية دقيقة لجميع الطرق المنشورة سابقا لإذابة طبقات الترشيح المكوّنة من الهيماتيت والميكرومـاكس. وأظهرت المراجعة أن جميع الطرق المستخدمة لإزالة طبقة الهيماتيت تعتمد على حمض الهيدروكلوريك (HCl)، مما استدعى دراسة ميلها لإحداث الضرر الثانوي إلى جانب كفاءتها في الإذابة. ولذلك تم اختيار ثلاث محاليل مميزة لدراستها تفصيليًا وهي: HCl، وHCl + حمض الأوكساليك، وHCl + كلوريد الحديدوز (FeCl₂). وتم تقييم أداء كل محلول في الإذابة وميله لتكوين ترسيباتٍ ثانويةٍ عند تفاعله مع الصخور الكربوناتية. كما جرى توصيف الرواسب الناتجة باستخدام تقنيات الحيود بالأشعة السينية (XRD)، والفلورية بالأشعة السينية (XRF)، والتحليل الطيفي للأشعة تحت الحمراء (FTIR)، والتحليل الحراري الوزني (TGA)، والمجهر الإلكتروني الماسح (SEM). وقد تبيَّنت مساراتٌ مميزة لتكوّن الرواسب في كل نظام؛ إذ ظهرت مركبات الأكاغانيت والجوثيت في نظام HCl، وأوكسالات الكالسيوم ومركبات أكسيد الحديد المائية في نظام HCl–حمض الأوكساليك، في حين تَكوَّن مزيجٌ من السيدريت والمغنتيت في نظام FeCl₂–HCl. ولمحاكاة ظروف الحقل الواقعية، تم تعديل جهاز الحقن في الصخور (Core-Flooding) التقليدي ليتعامل مع سوائل الحفر عالية الكثافة ويُحاكي تكوين طبقة الترشيح وإزالتها ضمن النظام نفسه. واشتمل التصميم المُحدَّث على خطوط تدفّقٍ أكبر قطرًا، وفاصل مجوف لتكوين هذه الطبقة. وقد مكَّن هذا النظام من قياس الضرر الأولي الناتج عن تعرض الصخر لسائل الحفر، والضرر الثانوي الناتج عن الإزالة الكيميائية في ظروفٍ خاضعةٍ للسيطرة. تم تنفيذ تجارب الحقن في الصخر تحت حالتين تشغيليتين هما الحقن القسري (Squeeze) والعودة الجريانية (Flowback). وأظهرت النتائج أن الحقن القسري يؤدي إلى غزوٍ أعمق للأحماض وتَرَسُّبٍ كثيفٍ لمركبات الحديد في مناطق الأفق البعيدة، مما خفّض النفاذية وزاد من صلابة الصخور. بينما حدّت العودة الجريانية من الترسيب داخل منطقة البئر القريبة، مما حسَّن استعادة النفاذية وقلّل التأثيرات الميكانيكية. ولتجاوز القيود المرتبطة باستخدام الأحماض القوية، تم تطوير نظامين جديدين لإزالة الطبقة لا يحتويان على حمض الهيدروكلوريك وهما: (1) حمض الستريك GLDA + و(2) DTPA وقد أظهرت دراسات الإذابة المعيارية أن هذه الأنظمة تحقق كفاءة عالية في إذابة الهيماتيت مع غيابٍ تامٍ للترسيب أو التآكل. وأكَّد تحليل البلازما المقترن حثيًا (ICP) أن الحديد بقي مُعقّدًا في المحلول دون ترسيب، مما يُثبت توافقها التام مع الصخور الكربوناتية. بعد ذلك، امتدت الدراسة لتشمل طبقات الترشيح المكوَّنة من الميكرومـاكس، حيث تم تقييم كفاءة الإذابة والميل للضرر الثانوي لمختلف المحاليل المبلّغ عنها. وطُوِّرت محلولان جديدان هما حمض الستريك DTPA + وحمض الستريك EDTA + ، أظهرا قدرة عالية على إذابة الميكرومـاكس مع ثباتٍ كيميائيٍ ممتازٍ ودون أي تأثيرٍ على استقرار المعادن الطينية. وبذلك، تُقدِّم هذه الرسالة أول تقييمٍ شاملٍ للضرر الثانوي الناتج عن إزالة طبقات الترشيح المكوّنة من الهيماتيت والميكرومـاكس في سوائل الحفر المائية. كما توضح العلاقة بين كيمياء السوائل وتطور الأس الهيدروجيني وآليات الترسيب، وتُقدِّم حلولًا بديلةً غير حمضيةٍ وصديقةً للبيئة تُزيل طبقات الترشيح بفعالية دون الإضرار بسلامة المكمن. وتُسهم النتائج في تطوير ممارساتٍ تشغيليةٍ أكثر استدامة وصديقة للمكمن في عمليات تنظيف الآبار

English Abstract

Drilling fluids serve several crucial functions in the drilling process, including cooling and applying lubrication to the drill bit, removing cuttings from the hole, preserving the structural integrity of the wellbore, and maintaining the well under control. A critical aspect of drilling fluid performance is the formation of a filter cake on the wellbore surfaces. This filter cake forms when the fluid's solid particles create a barrier that helps to regulate fluid loss into the rock. The properties of an effective filter cake include low permeability and a thin, uniform layer, which prevent excessive fluid invasion that could damage the reservoir. The creation of the filter cake constitutes primary damage to the rock. Once drilling is completed, it is essential to get rid of this filter cake to ensure optimal hydrocarbon flow in open hole completion. However, the removal process can inadvertently cause secondary damage, impacting formation permeability and productivity. This dissertation presents a comprehensive investigation of both primary and secondary formation damage associated with the removal of filter cakes generated from hematite and Micromax weighting materials in water-based drilling fluids. The work combines detailed literature review, systematic experimentation, and advanced materials characterization to establish the governing mechanisms of filter-cake removal and to design non-damaging, environmentally compatible treatment solutions. A critical literature review was first conducted to identify all reported methods for dissolving hematite and Micromax filter cakes. The review revealed that all existing hematite removal solutions are hydrochloric-acid (HCl) based, emphasizing the need to assess their secondary-damage potential rather than just their dissolution efficiency. Three representative formulations - HCl, HCl + oxalic acid, and HCl + ferrous chloride - were therefore selected for detailed evaluation. Each system was investigated for its solubility performance and its tendency to produce secondary precipitates when reacting with carbonate rock. The resulting solids were comprehensively characterized by X-ray diffraction (XRD), X-ray fluorescence (XRF), Fourier-transform infrared spectroscopy (FTIR), thermogravimetric analysis (TGA), and scanning electron microscopy (SEM). Distinct precipitation pathways were identified: akaganeite and goethite in pure HCl systems; calcium oxalate and mixed iron oxyhydroxides in the HCl–oxalic acid system; and siderite–magnetite assemblages in the FeCl₂–HCl system. To replicate field conditions, a conventional core-flooding setup was modified to handle high-density drilling fluids and to simulate both filter-cake deposition and removal within the same system. The redesigned setup incorporated larger-diameter flow lines, a spacer for in-situ cake formation, and a ball-piston drilling fluid accumulator. This configuration enabled the direct quantification of primary formation damage during drilling-fluid exposure and secondary formation damage during subsequent chemical cleanup under controlled conditions. Using this setup, core-flooding experiments were performed under two operational scenarios: squeeze and flowback. The results showed that the squeeze treatments promoted deeper acid invasion but caused extensive iron precipitation in the far-zone region, reducing permeability and increasing stiffness. Conversely, the flowback approach confined precipitation to the near-wellbore area, resulting in higher permeability recovery and reduced mechanical alteration. To overcome the limitations of strong-acid systems, two non-HCl-based chelating solutions were developed: (1) GLDA + citric acid and (2) DTPA. Extensive parametric solubility studies were performed to optimize pH, concentration, and temperature, confirming high hematite dissolution efficiency and the complete absence of precipitation or corrosion. ICP analysis validated that iron remained fully complexed in solution, demonstrating the formation-friendly nature of these new systems. The research was then extended to Micromax-based filter cakes. Following an in-depth review of reported Micromax removal strategies, solubility and secondary-damage screening tests were conducted on various formulations. Two novel removal fluids - DTPA + citric acid and EDTA + citric acid - were formulated and optimized. Both solutions achieved high Micromax solubility while maintaining chemical stability and clay compatibility. Collectively, this dissertation provides the first holistic assessment of secondary formation damage arising from both hematite- and Micromax-weighted filter-cake removal. It establishes clear links between fluid chemistry, pH evolution, and precipitation mechanisms, and introduces environmentally safe, non-acidic alternatives that effectively remove filter cakes without compromising reservoir integrity. The findings contribute significantly to advancing formation-friendly, sustainable well-cleanup practices for water-based drilling fluids.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Petroleum Petroleum > Well Completion and Stimulation Petroleum > Drilling Engineering
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Elkatatny, Salaheldin
Committee Co-Advisor:	Al Ramadan, Mustafa
Committee Members:	Abdulraheem, Abdulazeez and Bageri, Badr and Adebayo, Abdulrauf
Depositing User:	AMIR YOUSSEF (g202211260)
Date Deposited:	26 Jan 2026 05:08
Last Modified:	26 Jan 2026 05:08
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/144050