METHODS FOR ENHANCING FRACTURING PROPPANT CONDUCTIVITY. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF MS_Thesis_Vahid Ramazanov.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 25 December 2025. Download (4MB)

Arabic Abstract

التكسير الهيدروليكي هو أحد الأساليب الرئيسية المستخدمة لتعزيز استخراج الهيدروكربونات من خزانات النفط والغاز غير التقليدية. تتضمن هذه التقنية حقن السوائل في التكوين عند ضغط مرتفع بما يكفي لكسر الصخور. ثم يتم إدخال الدعامات في الكسور الناتجة لإبقائها مفتوحة، مما يسمح بزيادة كبيرة في تدفق الهيدروكربون من البئر. الدعامات الأكثر استخدامًا على نطاق واسع لعلاج الكسور في الوقت الحالي هي الرمل. تتطلب عمليات التكسير الاصطناعي والطبيعي كميات كبيرة من الرمل. ومع ذلك، قد يشكل استخدام الدعامات تكلفة كبيرة أثناء مرحلة استكمال البئر، مما يجعل من الضروري خفض التكاليف دون المساس بأداء البئر ونجاحها. على سبيل المثال، يُعرف الدعامات الخزفية عالية القوة بموثوقيتها في عمليات التكسير، ولكن استخدامها حصريًا غالبًا ما لا يكون فعالاً من حيث التكلفة. لذلك، غالبًا ما يتم دمجها بنسب أصغر مع أنواع أخرى من الرمل الأقل تكلفة والأكثر جودة والمتوفرة على نطاق واسع. يعد اختيار الدعامة المناسبة أمرًا حيويًا لنجاح عمليات التكسير الهيدروليكي. يتم أخذ العديد من العوامل في الاعتبار عند اختيار الدعامة للتكسير الهيدروليكي، بما في ذلك حجمها وشكلها وكثافتها ومتانتها وقدرتها على الحفاظ على التوصيل تحت درجات الحرارة العالية والإجهادات الزائدة والتوافق مع سوائل الخزان. تبحث هذه الدراسة في طرق تعزيز توصيل دعامات التكسير من خلال تقييم التوصيل قصير المدى والسلوك الميكانيكي لأنواع ومجموعات الدعامات المختلفة، بما في ذلك الرمل 40/70، والرمل المغطى بالراتنج 40/70 الرمل المغطى بالراتنج (RCS 40/70)، والسيراميك 40/70، والرمل 100 شبكة ومخاليط من هذه المواد. لقياس الموصلية، تم استخدام كل من الألواح المعدنية وألواح الحجر الرملي. أدى خليط من الرمل 40/70 مع السيراميك 40/70 بنسبة 3:1 بالوزن (%) إلى تحسين موصلية العبوة بمقدار 1.34-1.56 مرة. وبالمثل، أدى خليط من الرمل 100 شبكة مع السيراميك 40/70 إلى تحسن في الموصلية بمقدار 1.55-3.13 مرة. أدى طلاء الرمل الخام 40/70 براتينج فينولي إلى زيادة بمقدار خمسة أضعاف في الموصلية عند إجهاد إغلاق 6000 رطل لكل بوصة مربعة. أدى طلاء الراتينج إلى انخفاض كبير في سحق الدعامات، مما أدى إلى انخفاض معدل سحق الرمل 40/70 بنسبة 42.1٪ عند إجهاد إغلاق 10000 رطل / بوصة مربعة. تم تقييم الموصلية طويلة المدى باستخدام ألواح السيراميك والحجر الرملي 40/70، وتمت مقارنة قيم الموصلية بقيم الموصلية قصيرة المدى حتى 9000 رطل / بوصة مربعة. تم التحقيق في آلية التضمين وتقليل الموصلية من خلال مقارنة قيم الضغط والموصلية للسيراميك 40/70 مع ألواح الصلب وألواح الحجر الرملي. كان انخفاض الموصلية بسبب آلية التضمين كبيرًا، حيث وصل إلى 78٪ عند 8000 رطل لكل بوصة مربعة. على الرغم من أن هذه النتائج تم الحصول عليها في ظل ظروف معملية مثالية، إلا أن هناك حاجة إلى مزيد من البحث لتقييم أداء الدعامات في ظل ظروف محددة للخزان، بما في ذلك درجات الحرارة المرتفعة وسوائل التكوين والإجهادات الدورية.

English Abstract

Hydraulic fracturing is a key method used to boost the extraction of hydrocarbons from unconventional oil and gas reservoirs. This technique involves injecting fluid into the formation at a pressure high enough to fracture the rock. Proppant is then introduced into the created fractures to hold them open, allowing for a substantial increase in hydrocarbon flow from the well. The most widely utilized proppant for treating fractures at the moment is sand. Significant volumes of sand are required to properly support both artificial and natural fractures. However, proppant can be a significant expense during the well completion phase, making it crucial to reduce costs without compromising the well's performance and success. For example, high-strength ceramic proppant is known for its reliability for fracturing job, but using it exclusively is often not cost-effective. Therefore, it is often combined in smaller proportions with other more affordable, lower-grade, and widely available sand types. Selecting an appropriate proppant is vital for the success of hydraulic fracturing operations. Several factors are considered when choosing a proppant for hydraulic fracturing, including its size and shape, density, durability, ability to maintain conductivity under high temperatures and overburden stresses, and compatibility with reservoir fluids. This study investigates methods to enhance fracturing proppant conductivity by evaluating the short-term conductivity and mechanical behavior of various proppant types and combinations, including 40/70 sand, resin-coated sand 40/70 resin-coated sand (RCS 40/70), 40/70 ceramic, 100-mesh sand and mixtures of these materials. For conductivity measurement, both metal platens and sandstone slabs were used. A mixture of 40/70 sand with 40/70 ceramic in a 3:1 ratio by weight (wt%) improved the conductivity of the pack by 1.34–1.56 times. Similarly, a mixture of 100-mesh sand with 40/70 ceramic resulted in a 1.55–3.13 times improvement in conductivity. Coating raw 40/70 sand with phenolic resin resulted in a five-fold increase in conductivity at 6,000 psi closure stress. Resin coating resulted in a significant reduction in proppant crushing, decreasing the crushing rate of 40/70 sand by 42.1% at 10,000 psi closure stress. Long-term conductivity using 40/70 ceramic and sandstone slabs was evaluated, and the conductivity values were compared with short-term conductivity values up to 9000 psi. The embedment mechanism and conductivity reduction were investigated by comparing the compaction and conductivity values of 40/70 ceramic with steel platens and sandstone slabs. Conductivity reduction due to the embedment mechanism was significant, reaching up to 78% at 8000 psi. Although these results were obtained under ideal laboratory conditions, further research is needed to evaluate proppant performance under reservoir-specific conditions, including high temperatures, formation fluids, and cyclic stresses.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Research Research > Petroleum Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Alarifi, Sulaiman
Committee Members:	Al-Jawad, Murtada and Al Shafloot, Talal
Depositing User:	VAHID RAMAZANOV (g202203920)
Date Deposited:	26 Dec 2024 06:39
Last Modified:	26 Dec 2024 06:39
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143158