Formulation d'une nouvelle boue de forage utilisant du bio

Nov 26, 2023

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 12080 (2023) Citer cet article

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Les dommages aux formations sont un problème bien connu qui survient lors des phases d’exploration et de production du secteur amont de l’industrie pétrolière et gazière. Cette étude visait à développer une nouvelle formulation de boue de forage en utilisant des biopolymères respectueux de l'environnement, en particulier la carboxyméthylcellulose (CMC), ainsi que des matériaux nanostructurés et un tensioactif courant, le dodécylsulfate de sodium (SDS). Les propriétés rhéologiques du fluide de forage et l'impact des additifs sur ses propriétés ont été étudiées à l'échelle du micromodèle, en utilisant un débit de 20 mL/h. La concentration en polymère et la concentration en nano-argile ont été fixées à deux niveaux : 0,5 % en poids et 1 % en poids, respectivement, tandis que la teneur en tensioactif a varié à trois niveaux : 0,1 % en poids, 0,4 % en poids et 0,8 %. Les résultats de l’analyse de la tension interfaciale (IFT) ont démontré une diminution significative de la tension interfaciale entre le pétrole et l’eau avec l’augmentation de la concentration de SDS. De plus, conformément à la norme API, le comportement rhéologique du fluide de forage, y compris la résistance du gel et les propriétés thixotropes de la boue, a été évalué par rapport aux changements de température, car cela est crucial pour garantir la stabilité rhéologique inhérente de la boue. L'analyse rhéologique a indiqué que la viscosité de la formulation de boue contenant des nanoparticules a connu une réduction allant jusqu'à 10 fois avec l'augmentation du taux de cisaillement, tandis que d'autres formulations ont présenté une baisse de 100 fois. Notamment, les propriétés rhéologiques de l’échantillon d’Agar se sont améliorées à 150 °F en raison de sa solubilité totale dans l’eau, alors que d’autres formulations présentaient une baisse de viscosité plus importante à cette température. À mesure que la température augmentait, le fluide de forage contenant des matériaux nanostructurés présentait une viscosité plus élevée.

Les dommages de formation font référence à la réduction de la perméabilité absolue ou à la diminution de la perméabilité relative du fluide de production. Ces dommages peuvent être minimisés en utilisant des fluides de forage appropriés. Différents types de fluides de forage, notamment les boues de forage à base de pétrole (OBDM), les boues de forage à base d'eau (WBDM), les boues de forage à base de gaz (GBDM) et leurs additifs respectifs, sont utilisés en combinaison avec des additifs d'argile appropriés1.

Le choix du fluide de forage de base influence considérablement son comportement lors des opérations de forage. L'OBDM est largement reconnu comme le système supérieur en raison de ses propriétés lubrifiantes2. Ce système offre une stabilité du puits de forage, un faible couple et une faible traînée, un excellent contrôle des pertes de fluide et une excellente qualité du gâteau de filtration, des propriétés rhéologiques appropriées pour le nettoyage des trous et une stabilité de la température3,4. Les formations de schiste ont tendance à gonfler lorsqu'elles sont infiltrées par des fluides de forage à base d'eau (WBDF), entraînant une instabilité de la paroi du puits. Pour éviter le gonflement, l’OBDM est souvent préféré car il n’y a pas d’interaction entre le pétrole et le schiste. Cependant, afin de répondre aux préoccupations environnementales, des boues à base d'eau (WBM) peuvent également être utilisées. Ainsi, les fluides de forage jouent un rôle crucial dans l’industrie pétrolière et gazière5,6.

Les fluides de forage remplissent de nombreuses fonctions dans les opérations de forage, notamment le nettoyage des puits, le contrôle de la pression de la formation, la suspension des déblais, l'étanchéité des formations perméables, la stabilité du puits de forage, la réduction des dommages à la formation, le refroidissement, la lubrification, le support du trépan et de l'ensemble de forage, le transfert d'énergie hydraulique aux outils et peu, assurant une évaluation adéquate de la formation, une inhibition de la corrosion, une réduction de l'impact environnemental et une simplification de la cimentation et de la boue de forage de complétion7,8,9. Ces fonctions du fluide de forage sont obtenues grâce à l’utilisation d’une chimie complexe basée sur des additifs. Les additifs sont utilisés pour améliorer les propriétés des fluides de forage, telles que la densité, la rhéologie, la perte de fluide, l'alcalinité, la teneur en sel, la teneur en solides, le rapport huile-eau, la teneur en sable, la stabilité électrique et d'autres propriétés pertinentes. La densité du fluide de forage est particulièrement importante, car des augmentations excessives peuvent conduire à une défaillance de la formation10,11. Les propriétés rhéologiques, notamment la viscosité apparente (AP), la viscosité plastique (PV) et la limite d'élasticité (YP), sont des caractéristiques cruciales lors des opérations de forage12,13. Parmi les différentes propriétés rhéologiques, la force du gel (GS) est définie comme la capacité de la boue à maintenir les particules de boue en suspension14,15. La propriété de résistance de la boue joue un rôle clé dans le forage de puits horizontaux et multibranches.