INVESTIGATION OF CHELATING AGENT AS ACID FRACTURING FLUIDS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF MS Thesis report- Ridha Alabdrabalnabi_F1.pdf Restricted to Repository staff only until 6 June 2024. Download (3MB)

Arabic Abstract

التكسير الحمضي هو إحدى طرق تحسين إنتاجية مكامن الصخور الكربونية. يعمل الحقن الحمضي ذوباناً على طول الكسر الهيدروليكي الذي يولد الموصلية، والتي تُعرّف على أنها نفاذية الكسر مضروبة في عرضها. تؤثر العديد من المعاملات على نجاح عملية تكسير الحمض، بما في ذلك نوع الحمض وتركيز الحمض ونوع صخور المكمن ووقت التلامس. تمت دراسة العديد من السوائل للحفاظ على الموصلية، بدءًا من الأحماض القوية مثل حمض الهيدروكلوريك والأحماض الضعيفة مثل الأحماض العضوية. تتمثل المشكلات الرئيسية مع حمض الهيدروكلوريك في سرعة وقوة التفاعل، كما أنه يؤدي إلى تآكل أنبوب البئر. يمكن إعاقة حمض الهيدروكلوريك عن طريق إضافة عوامل التبلور، والمستحلبات، والرابطات المتقاطعة، والمواد الخافضة للتوتر السطحي اللزجة. يمكن أن تقلل هذه المواد المضافة من المشكلات المرتبطة بـحمض الهيدروكلوريك، لكنها مكلفة. قامت هذه الدراسة بفحص وفحص سوائل عضوية تحتوي على الكربون مثل GLDA وEDTA و DTPA في معالجات التكسير الحمضي للحفاظ على الموصلية للمعادن ذات الطبقات والمختلطة في مكامن الكربونات. تعتبر هذه السوائل أقل تفاعلًا من حمض الهيدروكلوريك ولا تحتاج إلى كميات كبيرة من مثبطات التآكل، خاصة في البيئات ذات درجات الحرارة العالية. تم فحص خشونة وقوة سطح الكسر قبل التحفيز وبعده باستخدام مقياس بروفيلومتر ليزر ومطرقة نبضية على التوالي. تم تقييم موصلية الكسر قبل وبعد النقش الحمضي باستخدام جهاز غمر اللب لمعدلات تدفق مختلفة تحت أربعة ضغوط إغلاق مختلفة. تم إجراء تحليل البلازما المقترنة حثيًا (ICP) لتقدير تغير أيونات الكالسيوم والمغنيسيوم بسبب الذوبان. تم الحصول على نتائج واعدة لتحسين موصلية الكسر بواسطة السوائل المجربة لمستويات مختلفة من الأس الهيدروجيني مقارنة بنتائج حمض الهيدروكلوريك. تم إنشاء سلوكيات مختلفة لذوبان السطح بعد الحقن الحمضي، مما يشير إلى أن النمط هو عامل تأثير لاستدامة موصلية الكسر. أظهر هذا التحقيق ولأول مرة جدوى استخدام عوامل مخلبية كسوائل تكسير حمضي في خزانات الكربونات

English Abstract

One of the methods for improving carbonate formation productivity is acid fracturing. The acid injection creates dissolution along the fracture that generates conductivity, defined as the fracture permeability multiplied by its width. Several parameters affect the success of the process of acid fracturing, including acid type, acid concentration, formation type, and contact time. Many fluids have been studied for generating conductivity, starting with strong acids such as hydrochloric acid (HCl) and weak acids such as organic acids. The key issues with HCl are its fast reaction and corroded wellbore tubular. Hydrochloric acid can be retarded by adding gelling agents, emulsifiers, cross-linkers, and viscoelastic surfactants (VES). Such additives can reduce the issues associated with HCl but are costly. This study has investigated and examined chelating agents such as GLDA, EDTA, and DTPA on acid fracturing treatments to sustain the conductivity of layered and mixed minerals in carbonate formations. Chelating agents are less reactive than HCl and do not require loads of corrosion inhibitors, especially in high-temperature environments. The roughness and strength of the fracture surface pre- and post-stimulation were examined utilizing a laser profilometer and an impulse hammer, respectively. The fracture conductivity was evaluated before and after acid etching using a core-flooding device for different flow rates under four closure stresses. Inductively coupled plasma (ICP) analysis was conducted to estimate the change of calcium and magnesium ions due to dissolution. Promising results have been obtained for fracture conductivity improvement by chelating agents for different pH levels. Different behaviors of surface dissolution were generated after the acid injection, indicating that the pattern is an impact factor for fracture conductivity sustainability. This investigation showed the feasibility of employing chelating agents as acid fracturing fluids in carbonate reservoirs for the first time.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Research Research > Petroleum Petroleum > Well Performance and Optimization Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Al-Jawad, Murtada
Committee Members:	Al-Jawad, Murtada and Mahmoud, Mohamed and Al-Ramadan, Mustafa
Depositing User:	RIDHA ALABDRABALNABI (g200978490)
Date Deposited:	06 Jun 2023 08:35
Last Modified:	06 Jun 2023 08:35
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142405