Iron Sulfide Scale Inhibition in Water Injection Wells. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF MSc Thesis Final Nijat-Gasimli.pdf Restricted to Repository staff only until 15 January 2023. Download (5MB)

Arabic Abstract

من القضايا المهمة في حقل النفط تكوين مجموعة واسعة من المقاييس أثناء إنتاج النفط والغاز. تعيق مقاييس حقول النفط تقييم اإلنتاج األمثل للهيدروكربونات حيث يؤدي هطول األمطار على معدات التكوين والسطح المتنوع وأسفل البئر إلى العديد من المشكالت ، بما في ذلك انخفاض الضغط وتلف التكوين والفشل التشغيلي للمعدات تحت السطحية. ومع ذلك ، ال يمكن تحقيق اإلزالة الكاملة والفعالة لبعض المقاييس لعقود. هذا صحيح بشكل خاص عندما يتعلق األمر بمقاييس كبريتيد الحديد. يمكن العثور على هذا المقياس في أشكال مختلفة )األشكال اللينة والصلبة( ، وعينات مقياس كبريتيد الحديد المأخوذة من آبار النفط والغاز الحامض ال تكون عادةً متجانسة من حيث علم المعادن. يعتبر ترسب كبريتيد الحديد مشكلة شائعة في اآلبار الحامضة وعادة ما تنشأ من المرحلة المائية المستخرجة. يؤدي توليد غاز كبريتيد الهيدروجين H2S من المرحلة السائلة بسبب انخفاض الضغط خالل فترة اإلنتاج إلى زيادة الرقم ك كبريتيدات الحديد. بنا ًء الهيدروجيني ، مما يؤدي إلى إنشاء موازين حساسة لألس الهيدروجيني ، بما في ذل على الدراسات في خزان الخف ، من المحتمل أن تترسب قشور كبريتيد الحديد على أنابيب اإلنتاج وكذلك في صخور التكوين. بسبب عدم تجانس المعادن وتغيرات درجة الحرارة / الضغط في نظام اإلنتاج ، من الصعب حل هذا المقياس تما ًما باستخدام مواد كيميائية مختلفة. على الرغم من أن حمض الهيدروكلوريك ) HCl )يمكن أن يقضي على معظم أنواع معادن كبريتيد الحديد ، من ناحية أخرى ، فإن استخدامه محدود بسبب درجة الحرارة ألن حمض الهيدروكلوريك يمكن أن يسبب مشاكل تآكل شديدة في درجات الحرارة المرتفعة. عالوة على ذلك ، يعتبر تكوين مقياس كبريتيد الحديد في آبار حقن المياه ظاهرة متوقعة أي ًضا. لذلك ، يصبح من الضروري تقييد حدوث مقياس كبريتيد الحديد كليًا أو جزئيًا باستخدام مواد كيميائية صديقة للبيئة في أنابيب اإلنتاج وآبار حقن المياه والتكوين بالقرب من حفرة البئر. تم اقتراح مواد كيميائية مختلفة للتحكم في المقياس وأساليب تجريبية لتثبيط مقياس كبريتيد الحديد. تم استخدام مثبطات البوليمر ، الفوسفونات ، البوليمر المشترك المسلفنة في األدبيات. ومع ذلك ، تم استخدام المجموعة الفرعية من العوامل المخلبية - األحماض األمينية الكربوكسيلية في هذه األطروحة. التركيز األساسي لألطروحة هو منع ترسب مقياس كبريتيد الحديد في تكوين الحجر الجيري في آبار حقن المياه. تمت دراسة تثبيط مقياس كبريتيد الحديد من خالل مجموعة من تجارب التثبيط الديناميكي. على عكس التجارب التقليدية ، لتثبيط التقشر )الزجاجة الثابتة ، واختبارات أنبوب الفلتر الديناميكي( ودراسات المحاكاة ، اقترح إعداد تجريبي جديد )تجارب غمر الماء( لتشكيل مقياس كبريتيد الحديد والتثبيط لفهم الديناميات األساسية المتصاص عالية أحماض أمينو xviii كربوكسيلية األس الهيدروجيني بتركيزات 10 ٪بالوزن و 15 ٪بالوزن و 20 ٪بالوزن على التكوينات الصخرية الكربونية. إلى جانب تجارب االمتصاص الديناميكي ، من أجل فهم السلوك الترسيبي لبلورات الحجم )األيونات الحديدية واأليونات الحديدية في هذه الحالة( بقيم مختلفة من األس الهيدروجيني )1-13 )في صخور الكربونات ، تم استخدام قياسات.ζ المحتملة.

English Abstract

An important oilfield issue is the formation of a wide range of scales during oil and gas production. Oilfield scales hinder assessing an optimum hydrocarbon production as their precipitation on formation, various surface, and downhole equipment leads to many problems, including pressure decrement, formation damage, and operational failure of subsurface equipment. However, complete and effective removal of some scales cannot be achieved for decades. This is especially true when it comes to iron sulfide scales. This scale can be found in different forms (soft and hard forms), and iron sulfide scale samples taken from sour oil and gas wells are not usually homogenous in terms of mineralogy. The deposition of iron sulfide is a common problem in sour wells and normally originating from the extracted aqueous phase. Generation of hydrogen sulfide (H2S) gas from the liquid phase because of pressure diminution within the production period causes pH to increase, which leads to the creation of pH-sensitive scales, including iron sulfides. Based on studies in the Khuff reservoir, iron sulfide scales are likely to deposit on production tubing as well as in the formation rock. Because of the mineral heterogeneity and temperature/pressure changes in the production system, it is challenging to completely dissolve this scale using different chemicals. Although hydrochloric acid (HCl) can eliminate most types of iron sulfide minerals, on the other hand, its utilization is limited by xvi the temperature since HCl can cause severe corrosion problems at high temperatures. Moreover, the formation of iron sulfide scale in water injection wells is also an expected phenomenon. Therefore, it becomes essential to entirely or partially restrain the occurrence of iron sulfide scale using environmentally friendly chemicals in production tubing, water injection wells and near-wellbore formation. Various scale control chemicals and experimental approaches have been suggested for iron sulfide scale inhibition. Polymeric, phosphonate, and sulfonated co-polymeric inhibitors were used in the literature. However, the subgroup of chelating agents - aminocarboxylic acids were used in this thesis. Prevention of iron sulfide scale deposition in limestone formation in water injection wells is the primary focus of the thesis. Iron sulfide scale inhibition was studied through a set of dynamic inhibition adsorption experiments. In contrast to conventional experiments, for scale inhibition (static bottle, dynamic filter tube tests) and simulation studies, a novel experimental set-up (coreflooding experiments) proposed for iron sulfide scale formation and inhibition to understand the fundamental dynamics of adsorption of high-pH aminocarboxylic acids with the concentrations of 10 wt%, 15 wt%, and 20 wt% on carbonate rock formations. Alongside dynamic adsorption experiments, in order to understand the depositional behavior of scale crystals (ferric and ferrous ions in this case) in different pH values (1-13) in carbonate rock, ζ-potential measurements were employed.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Research > Engineering Petroleum
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Mahmoud, Mohamed/ MM
Committee Co-Advisor:	Patil, Shirish/SP
Committee Members:	Al-Shehri, Dhafer/AD and Kamal, Muhammad/MK and Alsaiari, Hamad/HA
Depositing User:	NIJAT GASIMLI (g201907890)
Date Deposited:	18 Jan 2022 08:55
Last Modified:	18 Jan 2022 08:55
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142047