Optimizing Non-Freshwater Fracturing Fluid Rheology Utilizing Chelating Agents. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Amro Othman Ph. D. Dissertation Report1.pdf Restricted to Repository staff only until 7 March 2025. Download (4MB)

Arabic Abstract

هذا البحث طورمزيج جديد وحسن ريلوجيا سائل التكسير الهيدروليكي من اساس مياه مالحة باستخدام عوامل الخلب. بأقل عدد من الاضافات تشمل المبلمر أو البوليمر، عوامل التشبيك وعوامل الخلب تم اجراء الدراسة. الغرض من استخدام عوامل التشبيك للربط بين البوليمرات لرفع لزوجة ولدونة السائل اما عوامل الخلب فاستخدمت لتخفيف اثاء ملوحة الماء. ابتدا البحث بالعمل على التوافق بين المبلمر والماء المالح في الحالة القياسية )25 درجة مئوية، 1 بار( وفي الحالة القاسية )120 درجة مئوية، 34.5 بار( لاحقا تم اضافة عوامل الخلب للمنظومة. في المرحلة الثانية تمت اضافة عوامل التشبيك التي سببت حالة من عدم التوافق في المنزومة بسبب الملوحة العالية وارتفاع الاس الهيدروجيني الحادث بسبب عوامل الخلب. عدم التوافق هذا قاد لدراسة اولية اساسية للايونات المكونة للمياه المالحة المستخدة في الدراسة تم ايراد اثر كل ايون في لزوجة المياه ومن ثم استخدمت خلاصات هذه الدراسة لتطوير ريلوجيا السائل الهيدروليكي. تم دراسة السائل بصورة موسعة باضافة عدد من عوامل الخلب وعدد من عوامل التشبيك بصورة منظمة لايجاد المزيج الافضل المتوافق مع مظم ظروف المكامن. تم تحديد المزيج المناسب ذو اللزوجة العالية المتوافق مع معظم الظروف. ومن ثم تم تقييم هذا المزيج عن طريق حقن العينات، حلقة القشرة الملحية التفاضلية، المسح التفاضلي للسعرات الحرارية و جهاز البلازما المقترنة حثياً وهذا ساهم في معرفة عوامل الخلب الاكثر فاعلية. هذه الدراسة هي تطبيق لاستخدام المياه المالحة بدلا عن المياه العذبة في التكسير الهيدروليكي للحفاظ على المياه العذبة وتقليل التكاليف والمجهود. هذا البحث نجح في تطوير سائل تكسير هيدروليكي متوافق مع درجات الملوحة العالية وظروف المكامن القاسية ويتخطى مشاكل التوافق بين مضافات سائل التكسير الهيدروليكي.

English Abstract

This research developed a new hydraulic fracturing fluid system that optimizes the non-freshwater Fracturing fluid rheology utilizing chelating agents. A minimal set of additives, including polymer, crosslinker, and chelating agents, were employed in this study. The reason for using crosslinkers is to raise the viscosity and elasticity while the cheating agents are employed to mitigate the impact of saline water. The research initially involved testing polymer compatibility with seawater under standard and harsh conditions. Subsequently, chelating agents were introduced into the system. The addition of crosslinkers posed compatibility challenges due to the high salinity and pH of chelating agents, prompting an in-depth investigation into individual ions in the selected seawater. The effect of each ion on the system was reported, and the conclusions were used to develop a better system. A complex study was performed on the CMHPG polymer, different chelating agents, and different crosslinkers to determine the best system that works under different conditions. A fracturing fluid system with high viscosity and minimum scale caused was identified. The system's performance was assessed through core flooding experiments conducted on Berea sandstone and Scioto core samples, measuring gelation and breaking with Differential Scanning Calorimetry (DSC) to determine suitable treatment times and temperatures, considering both instant and delayed crosslinkers. The efficiency of chelating agents in capturing cations was evaluated using Differential Scale Loop (DSL) and Inductive Coupled Plasma (ICP) techniques, leading to the identification of the most effective chelating agent. The study is a field application of using SW instead of freshwater in hydraulic fracturing treatments to save freshwater water and reduce costs and efforts. This research successfully developed an optimal fracturing fluid system compatible with SW and can be utilized under different conditions. This system overcomes high salinity issues, including scale, component compatibility, and stability issues.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Aljawad, Murtada S. H.
Committee Members:	Kamal, Muhammad S. and Mahmoud, Mohamed and Sultan, Abdullah S.
Depositing User:	AMRO OTHMAN (g201904750)
Date Deposited:	07 Mar 2024 08:34
Last Modified:	07 Mar 2024 08:34
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142824