Optimization of Foamed Acid Formulation for Acid Fracturing. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Jawad_PhD_Dissertation_Paper_based_3.pdf Restricted to Repository staff only until 6 October 2025. Download (16MB)

Arabic Abstract

ان التكسير الحمضي هو تقنية تحفيزية بالغة الأهمية لتعزيز إنتاج الهيدروكربون من خزانات الكربونات. ومع ذلك، غالبًا ما تعاني معالجات الأحماض التقليدية من التآكل الشديد وفقدان السوائل ومعدلات التفاعل السريعة، مما يؤدي إلى أطوال حفر قصيرة وإغلاق الكسر قبل الأوان. تبحث هذه الدراسة في إمكانات حمض الرغوة ثاني أكسيد الكربون لمعالجة هذه التحديات وتحسين توصيل الكسر. أجريت تجارب مختلفة في ظل ظروف درجات حرارة عالية وملوحة لتقييم فعالية الحمض الرغوي. تم تقييم لزوجة الرغوة واستقرارها وتأثير المعلمات الرئيسية باستخدام مقياس الرغوة ومحلل الرغوة. ثم تم اختبار الصيغة المثلى في نظام فيضان القلب لتقييم قدرتها على دعم توصيل الكسر. تم استخدام تقنيات تحليلية متقدمة، بما في ذلك تحليل شكل القطرة ذات الضغط العالي، وقياس اللزوجة ، وتشتت الضوء الديناميكي، لتحليل خصائص الرغوة. أثبتت النتائج أن المواد الخافضة للتوتر السطحي اللزجة يمكن أن تولد رغوة ثاني أكسيد الكربون عالية اللزوجة في درجات حرارة وملوحة مرتفعة، مع ضمان استقرار الرغوة على المدى الطويل. وقد وجد أن مثبطات التآكل ودرجة الحرارة لها تأثيرات سلبية على خصائص الرغوة، في حين أن تركيز المادة الخافضة للتوتر السطحي وجودة الرغوة والضغط أثرت بشكل إيجابي على أداء الرغوة. وكشفت قياسات توصيل الكسر أن الحمض الرغوي يحسن توصيل الكسر بشكل كبير مقارنة بمعالجات الحمض التقليدية. هذه النتائج لديها القدرة على معالجة قيود تقنيات الكسر الحمضية التقليدية في خزانات الكربونات، مما يوفر حلاً واعدًا لتعزيز إنتاج الهيدروكربون.

English Abstract

Acid fracturing is a critical stimulation technique for enhancing hydrocarbon production from carbonate reservoirs. However, conventional acid treatments often suffer from severe corrosion, fluid loss, and rapid reaction rates, resulting in short etching lengths and premature fracture closure. This study investigates the potential of CO2-foamed acid to address these challenges and improve fracture conductivity. Various experiments were conducted under high-temperature and saline conditions to evaluate the efficacy of foamed acid. Foam viscosity, stability, and the influence of key parameters were assessed using high pressure high temperature (HPHT) foam rheomer and foam analyzer. The optimal formulation was then tested in a core flooding system to evaluate its ability to sustain fracture conductivity. Advanced analytical techniques, including high-pressure drop shape analysis, HPHT viscometry, and dynamic light scattering, were employed to analyze foam properties. Results demonstrated that viscoelastic surfactants can generate high-viscosity CO2 foam at elevated temperatures and salinities, while also ensuring long-term foam stability. Corrosion inhibitors and temperature were found to have negative impacts on foam properties, whereas surfactant concentration, foam quality, and pressure positively influenced foam performance. Fracture conductivity measurements revealed that foamed acid significantly improved fracture conductivity compared to conventional acid treatments. These findings have the potential to address the limitations of conventional acid fracturing techniques in carbonate reservoirs, offering a promising solution for enhancing hydrocarbon production.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Chemistry Research > Petroleum Petroleum > Well Completion and Stimulation Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Al-Jawad, Murtada
Committee Co-Advisor:	Mahmoud, Mohamed
Committee Members:	Al Shehri, Dhafer and Muhammad, Kamal and Zuhair, Yousif
Depositing User:	JAWAD AL-DARWEESH (g200895180)
Date Deposited:	07 Oct 2024 11:40
Last Modified:	07 Oct 2024 11:40
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143071