LONG-TERM INVESTIGATION OF NANO-SILICA GEL PERFORMANCE FOR WATER SHUT-OFF TREATMENTS. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF MS_Thesis_approved.pdf - Submitted Version Restricted to Repository staff only until 8 June 2025. Download (5MB)

Arabic Abstract

صناعة النفط والغاز تواجه تحديات عديدة، من بينها إنتاج المياه الزائد وهو ما يشكل مصدر قلق كبير. تم استخدام جل السليكا منذ فترة طويلة كعوامل لإيقاف تدفق المياه في حقول البترول. في السنوات الأخيرة، ظهر جل النانو السيليكا كبديل واعد لجل السيليكا التقليدي، و مما اعطى توقعات ان يقدم أداء افضل لمكافحة مشكلة انتاج الماء الزائد. ومع ذلك، فإن فعالية هذه المواد على المدى الطويل تبقى غير مؤكدة، مما يشكل تحديًا للربحية المستدامة. لذا، تم إجراء تجارب حقن العينات على مدى 6 أشهر لتقييم فعالية جل النانو السيليكا على المدى الطويل على عينات مختلفة، عينة ذات مسامية ،عينة متكسرة، وعينة بها قنوات عند 200 درجة فهرنهايت. تم علاج العينات في البداية بأصباغ جل النانو السيليكا ، ثم تم اجراء ضغط تحمل تحت ضغط كبير لضمان إيقاف تدفق الماء بشكل كامل.ثم تم وضع العينات في ماء مالح عند 167 درجة فهرنهايت لمدة 6 أشهر، مصحوبة باختبارات الصمود (حتى 1000 رطل في البوصة المربعة) و التي أُجريت في الشهر الأول والثالث والسادس لتقييم كفاءة الجل في منع مرور الماء. كما اجريت تجارب تصوير مقطعي للعينات المعالجة لتقرير أي تحلل حدث لجلل. ايضا تم إجراء تجارب مماثلة باستخدام جل بولي أكريلاميد/بولي ايثلين على عينات مشابهة للتي استخدمت لجل النانو سليكا بهدف مقارنة الاداء طويل الأجل بين جل النانو السيليكا وجل بولي أكريلاميد/بولي. أظهرت النتائج أن جل النانو السيليكا لديه أداءًا أفضل على المدى الطويل من بولي أكريلاميد/بولي ايثلين لمدة 6 أشهر. بعد 6 أشهر، كانت جل النانو السيليكا قادرا على تقليل مسامية العينة المسامية إلى ما يقرب من الصفر بكفاءة لا تقل عن 99.98٪، بينما انخفضت كفاءة جل بولي أكريلاميد/بولي ايثلين إلى 99.85٪. وبالمثل، حافظ جل النانو السيليكات على كفاءة 100٪ في العينة المكسورة (بعد 6 أشهر) و 99.99٪ في العينة ذات القنوات. من ناحية أخرى، لوحظ انخفاض إلى 99.15٪ في كفاءة جل بولي أكريلاميد/بولي ايثلين في العينة المكسورة. أظهرت نتائج تصوير المقطعي حدوث تحلل بسيطل لكلا المادتين مع تأثير أقل على اداء جل النانو السيليكا، مما يوضح قدرة الجل على الحفاظ على فعاليته مع مرورالزمن.

English Abstract

The oil and gas industry faces numerous challenges, among which the management of excessive water production is a significant concern. Silicate gels have long been utilized as water shut-off agents in petroleum fields to address excessive water production. In recent years, nano-silica gel has emerged as a promising alternative to traditional silicate gels, offering potentially improved plugging performance. However, the long-term effectiveness of these gels remains uncertain, posing challenges to sustained profitability. Therefore, coreflooding experiments spanning 6 months were conducted to evaluate the long-term plugging performance of nano-silica gel on permeable, fractured, and induced channel samples at 200 °F. Samples were treated initially with the nano-silica gel, then followed by endurance tests to ensure complete plugging. Then, samples were aged in formation water at 167 °F for 6 months, accompanied by endurance tests (up to 1000 psi) conducted in the first, third, and sixth months to assess gel plugging efficiency. Coreflooding experiments were accompanied by Computed Tomography (CT) scans for the treated samples to evaluate any degradation that occurred to the gel. Similar experiments were conducted using polyacrylamide/polyethylene (PAM/PEI) gel to build a long-term performance comparison between nano-silica gel and PAM/PEI gel. The results demonstrated that nano-silica gel achieved better long-term performance than PAM/PEI gel for 6 months. After 6 months, nano-silica gel was capable of reducing the permeability of the permeable sample to nearly zero with plugging efficiency not less than 99.98%, while the efficiency of PAM/PEI gel reduced to 99.85%. Similarly, Nano-silica gel maintained 100% plugging efficiency in the fractured sample (after 6 months) and 99.99% in the induced channel sample. On the other hand, a reduction to 99.15% plugging efficiency was observed for PAM/PEI gel in the fractured sample. CT scan results indicate minimum degradation occurred to both gels with less significant impact on nano-silica gel, illustrating the capability of the gel to maintain its effectiveness and durability after 6 months.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Reservoir Engineering and Management Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Mustafa, Al Ramdan
Committee Co-Advisor:	Murtada, Al Jawad
Committee Members:	Ayman, Almohsin and Abdullah, Sultan and Madhar, Azad
Depositing User:	AHMED ALI (g202103510)
Date Deposited:	10 Jun 2024 11:58
Last Modified:	10 Jun 2024 11:58
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142952