Wormhole Characterization Using Nuclear Magnetic Resonance (NMR). Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Wormhole_Characterization_Using_Nuclear_Magnetic_Resonance_(NMR)_complete.pdf Download (4MB) | Preview

Arabic Abstract

تحفيز الانتاج باستخدام تقنية ضخ الأحماض هو ممارسة شائعة تطمح لاستعادة أو زيادة النفاذية للطبقة الصخرية. الأحماض عادة ما تكوّن قنوات موصلة، يشار اليها باسم الثقوب، خلال طبقات صخور الكربونات لربط مكمن النفط أو الغاز بالبئر المنتجة و تجاوز المناطق التالفة حول البئر. تتشكل الثقوب المثلى عندما يتم استيفاء شروط معينة مثل التركيز الأمثل للحمض و معدل الحقن. لكي تُفهم هذه الثقوب بشكل دقيق، لابد من تنفيذ عدة تقنيات للتوصيف . التصوير المقطعي المحوسب و فرق قيم الضغط يعتبران من الطرق الشائعة لتوصيف الثقوب في المختبرات باستخدام عينات الصخور الأسطوانية. يمكن باستخدام البيانات المستقاة من اختبار ي فرق الضغط و الاشعة المقطعية للتحقق من حدوث اختراق كامل للحمض، والتنويه بشكل نوعي عن حجم و مسار الثقب. في هذه الدراسة ، تم إدراج الرنين النووي المغناطيسي كأداة جديدة لتوصيف الثقوب . بالإضافة إلى ذلك، تقارن هذه الدراسة بين الأحماض الأربعة باستخدام معدلات حقن مختلفة، أرقام هيدروجينية متغيرة و عينات صخرية متشابهة الخواص من مكمن نفط محلي و من صخور إنديانا الكلسية. البيانات المستفادة من توزيع أحجام المسامات، و التي تقدمها تقنية الرنين النووي المغناطيسي ، يمكن أن تشير إلى الثقوب المسامية الجديدة، التي تكونت بسبب إذابة الحمض لجزء من العينة الصخرية، من خلال مقارنة العينة قبل و بعد حقن الحمض من خلالها. ويمكن للأحماض المختلفة تكوين ثقوب فريدة بحسب نوعها، مما ساعد في التحقق من صحة تقنية الرنين المغناطيسي النووي كأداة لتوصيف الثقوب. في هذه الدراسة، تم استخدام حمض الهيدروكلوريك، وحمض مستحلب مكون من حمض الهيدروكلوريك المغلف بالديزل، و نوعين من مواد التمخلب لتكوين الثقوب باستخدام عينات الصخور الأسطوانية من طبقات الكربونات. تقنية الرنين النووي المغناطيسي كانت قادرة على تقديم تحليل دقيق، من حيث توزيع أحجام المسامات، و الخصائص المختلفة لعملية التثقيب باستخدام الأحماض. و كانت التحاليل متوافقة مع و مكملة لتحاليل الأشعة المقطعية. علاوة على ذلك، كانت تقنية الرنين المغناطيسي النووي قادرة على تبيين التغيرات المحدثة في الترابط بين الأنظمة المختلفة للمسامات واكتشاف حدوث التلف داخل العينة. بالنسبة للأحماض المستخدمة في هذه الدراسة، فقد أظهر الحمض المستحلب أفضل النتائج باستخدام مختلف معدلات الحقن وعينات الصخور. أما مادة التمخلب الأولى فقد اعتمد تأثيرها على معدل الحقن، وقيمة الرقم الهيدروجيني والخصائص الصخرية للعينات المستخدمة. تأثير مادة التمخلب الثانية اعتمد على قيمة الرقم الهيدروجيني والخصائص الصخرية، في حين أظهرت نتائج حمض الهيدروكلوريك اعتماداً واضحاً على الخصائص الصخرية.

English Abstract

Acidizing is a common practice aspired to regain initial skin factor or even reduce it further. Acids tend to create conductive channels, usually referred to as wormholes, through carbonate formations connecting the reservoir to the wellbore and bypassing damaged zones. Optimum wormholes are formed when certain conditions are met, such as optimum acid concentration and injection rate. In order to thoroughly comprehend wormholes, several characterization techniques should be performed. Computerized tomography (CT) scan and differential pressure data are two common practices to characterize wormholing in laboratories using core plug samples. Differential pressure data and CT scan can verify acid breakthrough occurrence, and qualitatively suggest the size and path of a wormhole. In this study, nuclear magnetic resonance (NMR) was introduced as a new characterization tool for wormholes. In addition, this study shows a comparison between four acid systems at different injection rates, pH values and lithologies, namely reservoir core plug samples and Indiana limestone samples. The pore size distribution, provided by NMR technique, can indicate the new wormhole porosity by comparing two stages of pre- and post-acidizing. The different acid systems generated unique wormholes, which was used to validate the NMR technique. Hydrochloric acid (HCl), emulsified acid, and two chelating agents were used to create wormholes using core plug samples from two carbonate formations. NMR was able to accurately analyze, in terms of pore size distribution, different characteristics of the wormholing process of an acid and was consistent with and complementing the CT scan analysis. Furthermore, NMR was able to indicate the changes in interconnectivity between different pore systems and detect the materialization of formation damage. Moreover, emulsified acid has shown the best performance using different injection rates and core plug samples. The performance of Chelating Agent I was dependent on injection rate, pH value and lithology. Chelating Agent II showed dependence on pH value and lithology, whereas HCl showed dependence on lithology.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Chemistry Research > Petroleum Petroleum > Well Performance and Optimization Petroleum > Reservoir Characterization Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Mahmoud, Mohammed
Committee Members:	Abu-Khamsin, Sidqi and Al-Khaldi, Mohammed
Depositing User:	AL-DUAILEJ KHALED (g200231420)
Date Deposited:	22 May 2014 10:47
Last Modified:	01 Nov 2019 15:41
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/139161