Investigation of Condensate Removal in Tight Reservoirs Using Thermochemical Fluids. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF PhD_Write Up_Amjed Hassan_Final.pdf Restricted to Repository staff only until 10 May 2021. Download (3MB)

Arabic Abstract

معالجة جديدة لإزالة الغاز المتكثف من المكامن قليلة النفاذية عن طريق إستخدام موائع كيميائية و حرارية . يعد تجمع الغاز المتكثف حول بئر الإنتاج من أخطر مشاكل الإنتاج في مكامن الغاز قليلة النفاذية. غالبا ما ينخفض ضغط المكمن خلال فترة الإنتاج و قد يصل الى ضغط تحت نقطة الندى, حينها يبدأ الغاز في التكثف و التحول الى الحالة السائلة و من ثم يتجمع حول بئر الإنتاج, هذا الظاهرة يطلق عليها الإنسداد او الإنخناق المائعي. في المكامن قليلة النفاذية, يودي الإنخناق المائعي الى أضرار كبيرة جدا و قد يتسبب في توقف إنتاج الغاز الطبيعي بشكل كامل. لذلك, يتم إستخدام طرق عديدة للتغلب على الأنسداد المائعي و إستعادة إنتاج الغاز الطبيعي. يعد إعادة حقن الغاز من أفضل الطرق للتغلب على الانسداد المائعي و اكثرها نجاعه, حيث يعمل الغاز المحقون على زيادة ضغط المكمن فوق ضغط الندى مما يودي الى تحول الغاز المتكثف إلى الحالة الغازية. لكن تعتبر تقنية إعادة حقن الغاز من الوسائل ذات الأثر قريبة المدي, حيث ينخفض ضفط المكمن مرة أخرى ومن ثم يعود الغاز الى الحالة السائلة في غضون بضعة أشهر و بالتالي تعود مشكلة الإنسداد المائعي مجددا. كذلك, في بعض الأحيان يعد حقن الغاز المنتج أمر غير إقتصادي نتيجة لإزدياد أسعار الغاز الطبيعي عالمية ودخوله في عدد كبير من الإستخدمات الكيميائية. هذا البحث يهدف إلى تقديم طريقة جديدة و مميزة للتغلب على مشكلة الإنسداد المائعي و تحسين إنتاج الغاز من المكامن ذات النفاذية الضئيلة جدا عن طريق إستخدام مواد كيميائية وحرارية. هذه المواد يمكنها توليد ضغط و حرارة عالية جدا داخل المكمن مما يودي إلى حدوث تشققات داخل المكمن وبالتالي تقليل الضغط الشعري ومن ثم تحسين إنتاج الغاز الطبيعي. في هذه الدراسة, تم إختبار الطريقة المقترحة في عدد مختلف من المكامن الصخرية, مثل المكامن الجيرية والرملية و الطينية, و قد أثبتت الطريقة المقترحة فعاليتها العالية جدا في كل أنواع المكامن المستخدمه. في هذا البحث, تم إجراء العديد من القياسات المعملية مثل إختبارات الغمر المائعي و الرنين المغناطيسي النووي و قياسات الضغط الشعري. ايضاء تم عمل دراسة محاكاة على نطاق حقلي بإستخدام برامج المحاكاة الهندسية. و قد أثبتت النتائج أن المعالجة المقترحة يمكنها إزالة الغاز المتكثف و تحسين الإنتاج لمدة تتراوح بين عامين و 5 اعوام. كذلك أكدت هذه الدراسة أن المعالجة المقترحة يمكن أن تتفوق على بعض المعالجات المستخدمة حاليا في إزالة الغاز المتكثف, حيث يمكن للمعالجة المقترحة في هذه الدراسة إلى تقليل التكاليف التشغلية و تحسين إنتاج الغاز إلى فترة زمنية أطول مقارنة مع المعالجات المستخدمة حاليا.

English Abstract

Condensate blockage remains a critical problem in gas condensate reservoirs. During gas production, the condensate phenomenon occurs due to depletion of reservoir pressure below the dew point pressure. In tight reservoirs, the liquid banking causes an extreme damage and the hydrocarbon production might be stopped due to the liquid blockage. Gas injection is the most reliable and effective technique for mitigating the condensate banking. However, gas injection technique showed temporary condensate recovery and limited improvement in the reservoir deliverability for long-term applications. Also, at certain conditions, it might not be economical to use the gas cycling treatment, due to the growing uses of natural gas in different applications. This work presents a novel treatment for mitigating the condensate damage and improving the reservoir productivity using thermochemical fluids. The performance of thermochemical treatment in removing the condensate banking from different formations is studied. Experimental measurements and numerical simulation were carried out. The experimental measurements include fluid-fluid reaction, coreflooding experiments, NMR and capillary pressure measurements. Rock samples from sandstone, shale, and carbonate formations were used, the samples were characterized using NMR, XRD and routine core analysis. Chemical solutions that can generate pressure and temperature at certain conditions were used. Moreover, numerical simulation was conducted using CMG software. The changes in condensate behaviour due to the in-situ generated heat and pressure was analysed. In addition, a field scale simulation for applying thermochemical treatment to sustain the gas production and improve the ultimate gas recovery was performed. Results showed that treating the tight rocks with thermochemical fluids can enhance the gas productivity by 62%, reduce the capillary pressure by 47% and increase the absolute open flow by around 450%. The cumulative condensate recoveries are 72.97%, 68.09% and 43.37% for sandstone, carbonate, and shale rocks, respectively. The generated heat and pressure due to thermochemical treatment induced permanent fractures in the rock matrix. NMR and permeability measurements confirmed the creation of multiple fractures due to the thermochemical injection, the absolute permeability increased by more than 200 times. Also, the injected chemicals induced no formation damage, the used chemicals can stabilize the clay minerals and avoid clay swelling, fines migration or pore throat plugging. The simulation results showed that thermochemical treatment is better than the conventional gas injection techniques. The ultimate gas recovery using thermochemical injection is 89.1%, while the total gas recovery using gas injection is around 25.35%. The increase in gas recovery, during thermochemical injection, is attributed to the additional recovery mechanisms, which are the reductions in capillary pressure and condensate viscosity. The novelty of this work is that an effective treatment is presented to enhance the gas productivity for tight reservoirs. The experimental measurements and field scale simulation confirm the high potential of the proposed treatment for enhancing the gas production from tight reservoirs. Ultimately, this study will be very useful for increasing the hydrocarbon production from tight reservoirs. This work can lay the foundation for real field application of using thermochemical fluids to remove the condensate damage and sustain the gas production.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Research > Petroleum Petroleum Petroleum > Petroleum Reserves and Economics Petroleum > Reservoir Characterization Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Reservoir Modelling and Simulation Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Al-Majed, Abdulaziz
Committee Co-Advisor:	Mahmoud, Mohamed
Committee Members:	Patil, Shirish and Al-Muntasheri, Ghaithan and Elkatatny, Salahedin
Depositing User:	AMJED MOHAMMED HASSAN (g201205100)
Date Deposited:	03 Jun 2020 12:44
Last Modified:	03 Jun 2020 12:44
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141483