KFUPM ePrints

Reaction Kinetics of Carbonate Rocks with Chelating Agents/Seawater System

l Reaction Kinetics of Carbonate Rocks with Chelating Agents/Seawater System. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]PDF
Restricted to Abstract Only until 31 December 2018.

6Mb

Arabic Abstract

يدفع انخفاض أسعار النفط ما إلي محاولة تحسين إنتاجية الأبار الموجودة وتقلل برامج الحفر والتكسير .غالبا ما تحول الشركات تركيزها لزيادة الإنتاج من الآبار القائمة عن طريق إستخدام السوائل الحمضية التي تعتبر أحد الحلول السريعة والرخيصة والسهلة لتحسين وزيادة الإنتاج. مع انتقال الصناعة من التعامل مع المكامن إلي محاولة الإنتاج من مكامن تنفية ذات ضغط ودرجة الحرارة الخزان مرتفعة، هناك ضرورة متزايدة لسوائل حمضية صالحة للعمل تحت هذه الظروف من الضغط والحرارة. خلال عمليا معالجة الأبار بالسوائل الحمضية، يتم حقن المحاليل الحمضية من خلال البئر إلي طبقات الأرض مع ضغط أقل من ضغط تكسير الطبقات. يؤدي الفهم الجيد للسوائل المستخدمة في عمليات المعالجة إلي القيام بها علي أفضل وجه ممكن. يعتبر تحديد المواد الكيميائية المستخدمة لمعالجة الطبقات بالإضافة إلي الكمية المطلو بضخها من أهم العوامل المهمة أثناء معالجة الطبقات لتحقيق الأهداف المنشوردة. يعتبرتحسين أداء الحقن والإنتاج في الآبار النفطية الهدف الرئيسي للتحفيز الكيميائي للأبار باستخدام الأحماض. يمكن أن تؤدي معالجة طبقات المكمن النفطي باستخدام حمض الهيدروكلوريك إلي زيادة الإنتاج بعدة أضعاف من الآبار المعالجة لكن استخدام حمض الهيدروكلوريك يؤدي إلي تأكل أنابيب إنتاج الأبار مما ترتب عليه تجنب استخدامه في الأيام الأولي لصناعة البترول إلي أن تم إكتشاف اكتشاف المواد الكيميائية المعروفة بمثبطات التآكل. يعتبر معدل النفاعل السريع لحمض الهيدروكلوريك من المشاكل التي نواجه إستخداكه أيضا في معالدة الطبقات مما يتطلب مطلوب معدلات حقن عالية للسماح بتغلغل الحمض خلال الصخور مكا قد يؤدي إلي تكسيرها. وبالإضافة إلى ذلك، فإنه من الصعب جدا التعامل بأمان مع الكميات الهائلة من حمض الهيدروكلوريك خلال العمليات التي تتم في الحقول النفطية علي نطاق واسع. وهذا يتطلب تطوير تركيبات كيميائية جديدة لتلبية هذه الظروف. وقد تم إجراء الكثير من الأبحاث لحل هذه المشكلة باستخدام أنظمة حمض غير حمض الهيدروكلوريك. في معظم تلك النظم تم استخدام المياه العذبة أو حتى الماء منزوع الأملاح لإعداد السوائل المعالجة. واحدة من سوائل التحفيز صديقة للبيئة هي تلك التي تنتمي إلى مجموعة Amino المعروفة باسم المركبات المخلبية. وسيركز هذا العمل البحثي علي دراسة تأثير مياه البحر على معدل التفاعل المواد المخلبية مع الصخور الكربوينة بما في ذلك تأثير درجة الحرارة. وبالإضافة إلى ذلك، سيتم التحقيق تأثير الملح الفردي على حركية المركبات المخلبية مع الصخور الكربونية وكذلك تأثير نوع المسامية. هذا العمل، مع في المنافسة، سوف تمكن من تصميم لعمليات تحفيز الأنتاج باستخدام النتائج المعملية التي تجري علي نفس نوع الصخر المراد معالجته.

English Abstract

The drop in the oil and gas prices drives the oil and gas companies to enhance the productivity form the existing wells using well stimulation. Acid stimulation is a quick, cheap and easy solution for well depletion issues. In matrix acidizing, acid solutions are injected through the wellbore into the subsurface formation with a bottomhole injection pressure below the formation fracture pressure. A better understanding of reservoir matrix reaction with injected fluids allows the optimization of such treatments. The main objective of matrix acidizing is to Bypass the near-wellbore damage and improve well’s performance using acids. Unfortunately, resulted corrosion due to the injection of hydrochloric acid (HCl) resulted in avoiding matrix stimulation practices in the industry early days until the discovery of corrosion inhibitors. Another issue of HCl acid in high temperature reservoirs, is the face dissolution by consuming the injected volume of acids at the formation face due to high reaction rates with carbonate rocks. High injection rates are required to allow acid penetration through the damaged near wellbore area and in same time are limited by the formation fracture pressure. In addition, it so difficult to handle safely huge quantities of HCl during field treatments. This requires the development of new treating formulations to meet such conditions. So much research was done to solve this problem using different acid systems other than HCl. In most of those systems fresh water or even deionized water was used to prepare the treating fluids. One of the environmental friendly stimulation fluid are those belong to the amine group known as chelating agents. This study focused on studying seawater effects on the reaction rate of chelating agents with calcite. In addition, the effect of porosity type on the reaction parameters was investigated. The optimum injection rate to propagate the wormhole was estimated from the reaction kinetics and the results were compared with the coreflooding experiments. The conducted experimental work results using different chelating agents showed that diluting the acid system using seawater had a significant effect on the fluid reaction with carbonate rock samples. The overall reaction of 20 wt% GLDA diluted using seawater (GLDA/SW) with Indiana limestone rock surface is inhibited with the presence of salt ions from seawater compared to GLDA diluted using fresh water (GLDA/DI). In addition, the reaction between 3.8 pH 20% GLDA/DI and Indiana limestone is surface reaction limited at 150oF and mass transfer limited at 200 and 250oF, however the reaction of 20% GLDA/SW with the same rock is mass transfer limited at 150-250oF. The reaction between 3.8 pH 20% GLDA/SW and Austin chalk is surface reaction limited at 200oF. 0.5 cm3/min was estimated as an optimum injection rate for 20 wt. % GLDA/SW at 1000 psi and 250oF from coreflooding experiments analysis compared to 0.43 cm3/min using a mathematical model. For other chelating agents (DTPA, EDTA) the effect of seawater is different from GLDA indicating that the conclusion drawn from each fluid cannot be generalized for other fluids. This work, will help design successful HP/HT stimulation treatments using rotating disk results at the same lithology, pore geometry, pressure and temperature of the treated formations without any need for tedious coreflooding experiments.



Item Type:Thesis (PhD)
Subjects:Petroleum > Well Completion and Stimulation
Divisions:College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor:Mahmoud, Mohamed
Committee Co-Advisor:Abdulraheem, Abdulazeez
Committee Members:Al-Majed, Abdulaziz and Abu-Khamsin, Sidqi and Shawabkeh, Reyad
ID Code:140568
Deposited By:ABDEL-GAWAD KHALED ZIDAN (g201004880)
Deposited On:02 Jan 2018 13:45
Last Modified:02 Jan 2018 13:45

Repository Staff Only: item control page