KFUPM ePrints

Sandstone Acidizing Using Chelating Agents

l Sandstone Acidizing Using Chelating Agents. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]PDF - Accepted Version
Restricted to Abstract Only until 01 January 2017.

10Mb

Arabic Abstract

استخدمت المركبات المخلبية حديثا في عملية حقن الأحماض لتحسين الطبقات الرملية. الغرض من هذا البحث تقديم حمض ثنائي الإيثالين ثلاثي أمين خماسي حمض الخليك (DTPA) المخفف باستخدام الماء الخالي من الأيونات وماء البحر مدمج مع كاربونات البوتاسيوم لتحسين المكامن الرملية. استخدمت اختبارات الذوبانية لتحديد نسبة التركيب المثالي لللأحماض المركبة من حيث التركيز الوزني للمركبات المخلبية ، نسبة التركيز الوزني للعامل الحفاز في المركبات المخلبية. استخدم حمض إيثايلين ثنائي أمين رباعي حمض الخليك (EDTA) و هيدروكسي إيثايلين ثنائي أمين ثلاثي حمض الخليك (HEDTA) و ثنائي الإيثالين ثلاثي أمين خماسي حمض الخليك DTPA)) عند درجة حموضة عالية مع اضافة كربونات البوتاسيوم. بلإضافة إلى ذلك ، تم تحديد أثر درجة الحرارة على نسبة الذوبانية. اجريت تجارب الحقن لتحديد فعالية المركبات الحمضية الجديدة كموائع قائمة بذاتها لتحسين صخري بيريا و بانديرا الرمليين. تم دراسة تأثير معدل الحقن، درجة الحرارة، الحجم الحمض الذي تم حقنه و طول العينة الاسطوانية الصخرية. علاوة على ذلك، استخدمت القياسات الصوتية لتحديد أثر الحمض على تماسك الصخر و الخواص الميكانيكية. اوضحت نتائج اختبارات الذوبانية أن تركيز المركبات المخلبية المثالي (EDTA, HEDTA & DTPA) في المركبات الحمضية الجديدة هو 20 % نسبة وزنية و النسبة المئوية للعامل الحافز كربونات البوتاسيوم هو 3 % نسبة وزنية عند نسبة حموضة 11. لم يتم ملاحظة أي رواسب عند استخدام الماء الخالي من الأيونات أو ماء البحر. سجلت أعلى نسبة ذوبانية لعينات صخر بانديرا الرملي بعد معالجتها باستخدام حمض دي تي بي اي عند درجة حرارة 150 درجة فهرنهايت وكانت حوالي 23 %. اجريت اختبارات الحقن على عينات اسطوانية من صخري بيريا و بانديرا بطول 2 إلى 6 بوصات باستخدام حمضي إي دي تي اي و دي تي بي اي بمقياس حموضة 11 و استخدام 6 احجام مسامية. تحسنت نسبة النفاذية بنسبة 39 % لصخر بيرييا بعد إضافة 3 % نسبة وزنية من العامل الحفاز إلى 20 % من حمض دي تي بي اي الذي تم تخفيفه باستخدام الماء الخالي من أيونات عند مقياس حموضة 11 و معدل حقن 5 سم3/دقيقة عند درجة حرارة 150 درجة فهرنهايت.عند تخفيف الحمض باستخدام ماء البحر كانت نسبة تحسين النفاذية 40 % لحمض دي تي بي اي الذي تركيزه 20 % نسبة وزنية. عند تقليل معدل الحقن زادت نسبة النفاذية إلى أكثر من الضعف لصخر بيرييا و 70 % لصخر بانديرا باستخدام حمض دي تي بي اي المخفف بماء البحر مع اضافة 3 % نسبة وزنية من العامل الحافز. الأحماض المركبة الجديدة تعمل بصورة جيدة عند درجة حرارة 250 درجة فهرنهايت لذلك عند تخفيض درجة الحرارة إلى 150 درجة فهرنهايت تقل فعاليتها. تم توضيح أداء المركبات الجديدة باستخدام عينات صخرية اسطوانية طويلة (6 بوصات) بصورة أفضل من العينات الاسطوانية بطول بوصتين. أوضحت نتائج الاختبارات الصوتية للخواص الميكانيكية للصخور تأثير الحجم المسامي الذي تم حقنه من الحمض على تماسك الصخر. نقص معامل يونغ عند زيادة الحجم المسامي الذي تم حقنه تشير إلى نجاح المعالجة. تم الحصول على أعلى نسبة نقص في معامل يونغ عند حقن عينات بانديرا الاسطوانية بحمض دي تي بي اي مع اضافة 3 % من كربوناات البوتاسيوم و تخفيف المحلول بماء البحر و أعلى نسبة تحسن للنفاذية بعد حقن 10 أحجام مسامية. لم يتم ملاحظة تغيير ذو أهمية في قيم معاملات المرونة لعينات بيرييا الاسطوانية. بناء على قيم نسبة معامل القص لمعامل الانضغاطية الكلي لا يتوقع ان يتم انتاج رمل في نفس ظروف تجارب الحقن.

English Abstract

Chelating agents were used recently to stimulate sandstone formations. The objective of this study is to introduce Diethylene tri-amine penta-acetic acid (DTPA) diluted using deionized water and seawater combined with potassium carbonate to stimulate sandstone reservoirs. Solubility tests were conducted to determine the optimum concentration of the chelating agent and potassium carbonate catalyst. Solutions of Ethylene diamine tetra-acetic acid (EDTA), Hydroxyl ethylene diamine tri-acetic acid (HEDTA) and DTPA at high pH combined with potassium carbonate were used. Moreover, the effect of temperature on the solubility was examined. Core flooding experiments were conducted to evaluate the efficiency of the new formulated fluids as a standalone stimulation fluid for Berea and Bandera sandstone formations. The effects of injection rate, temperature, injected volume of acid and core length were studied. Furthermore, acoustic measurements and computed tomography (CT) scan were used to address the impact of the new formulated fluids on the rock integrity and mechanical properties of the sandstone cores. The results of solubility tests showed that the optimum concentration of chelating agents (EDTA, HEDTA and DTPA) in the new formulated fluids is 20 wt. % and the ratio of potassium carbonate catalyst is 3 wt. % at pH of 11. No precipitations were noticed when deionized water and seawater were used to dilute the acids. The highest solubility was recorded for Bandera samples treated using DTPA at 150oF and it was around 23 %. Berea and Bandera cores with length of 2 - 6 inches were flooded by EDTA and DTPA acids at pH of 11 using 6 pore volumes. The permeability ratio improved by 39 % for Berea after adding the 3 wt. % of catalyst to 20 wt. % DTPA diluted using deionized water at pH of 11 and the injection rate was 5 cm3/min at temperature 250oF. For Bandera cores, diluting the acids with seawater showed 40 % enhancement in permeability ratio. Decreasing the injection rate increased the permeability ratio to more than double for Berea and 70 % for Bandera using DTPA seawater base with 3 wt. % of the catalyst. The new formulated fluid worked better at 250oF thus decreasing the temperature to 150oF reduced its efficiency. Using long cores (6 inches) showed the performance of the new formulation better than 2 inches cores. Rock mechanical results showed the effect of injected pore volume of the acid on the rock integrity. Bandera cores acidized with 20 wt. % DTPA combined with 3 wt.% potassium carbonate diluted using seawater showed the largest decrease in Young’s modulus value as well as highest permeability enhancement after injecting 10 pore volumes. Berea samples showed insignificant change in elastic moduli values. According to shear modulus to bulk compressibility ratio sand production is not expected to happen at this conditions.



Item Type:Thesis (Masters)
Subjects:Petroleum
Divisions:College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor:Mahmoud, Mohamed
Committee Members:Sultan, Abdullah and Hussein, Ibnelwaleed
ID Code:139964
Deposited By:AHMED ABDULAZEEM (g201302370)
Deposited On:01 Jun 2016 13:11
Last Modified:01 Jun 2016 13:11

Repository Staff Only: item control page