Advancing Scale Inhibition for Sustainable Hydraulic Fracturing. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (Thesis manuscript) Thesis_Ose_Signed_printed.pdf - Draft Version Restricted to Repository staff only until 29 December 2025. Download (3MB)

Arabic Abstract

تستخدم عمليات التكسير الهيدروليكي المياه العذبة كسائل أساسي. ومع ندرة الموارد المائية العذبة وارتفاع تكاليفها، يصبح إيجاد بدائل لسوائل التكسير أمرًا ضروريًا لتحقيق التنمية المستدامة. تهد ف هذه الدراسة لتطوير وتحسين سائل تكسير يعتمد على مياه البحر بهدف الحفاظ على موارد المياه العذبة ومعالجة التحديات التشغيلية المرتبطة باستخدام مياه البحر، مثل تكوّن الرواسب. يؤدي تكوّن الرواسب، الناتج عن الأيونات ثنائية التكافؤ مثل الكالسيوم والمغنيسيوم، إلى تقييد تدفق الهيدروكربونات وزيادة تكاليف الصيانة بسبب انسداد البئر. و ت قيّم الدراسة كفاءة العوامل الخالبة، بما في ذلك EDTA و GLDA و DTPA ، كمانعات لتكوّن الرواسب مقارنةً بالبدائل التجارية. ت ظهر النتائج التجريبية أن درجة الحرارة ونسب خلط المياه ومعدلات الحقن تؤثر بشكل كبير على تكوّن الرواسب، حيث تؤدي درجات الحرارة المرتفعة وبعض نسب خلط المياه إلى تسريع هذه العملية. تكشف الاختبارات الساكنة والديناميكية أن GLDA و DTPA يتفوقان على المانعات التجارية، حيث أظهرا كفاءة عالية في تثبيط تكوّن الرواسب تحت ظروف متنوعة. وتشير النتائج الرئيسية إلى أن GLDA و DTPA يؤخران بشكل فعال تكوّن هذه الرواسب، محققين كفاءات تثبيط تتجاوز 80 % عند درجة حرارة °F 158 ، مع الحفاظ على الأداء في درجات حرارة أعلى. وحقق DTPA كفاءة تثبيط بلغت 86.2 % عند درجة حرارة °F 338 في حال خلط مياه البحر إلى مياه االتكوين بنسبة بلغت 50:50 . وتجاوزت جميع قيم استعادة النفاذية 88 %، حيث حقق GLDA نسبة قصوى بلغت 95.4 %. تؤكد هذه النتائج ثبات العوامل الخالبة حراريًا وفعاليتها في الحد من تكوّن الرواسب تحت ظروف المكامن القاسية. تقدم هذه الدراسة حلاً مستدامًا للحفاظ على ملايين الجالونات من المياه العذبة سنويًا مع الحفاظ على كفاءة عمليات التكسير الهيدروليكي من خلال تمكين استخدام مياه البحر كسائل للحقن . الكلمات المفتاحية : سائل التكسير، عامل خالب، التكسير الهيدروليكي، الرواسب المعدنية، مياه البحر .

English Abstract

Hydraulic fracturing operations rely on freshwater as the base fluid. As freshwater resources become increasingly scarce and costly, alternative fracturing fluids are essential for sustainable development. This study explores the development and optimization of a seawater-based fracturing fluid to conserve freshwater resources and address operational challenges associated with seawater usage, such as scaling. Scale formation, driven by divalent ions like calcium and magnesium, can restrict hydrocarbon flow and increase maintenance costs due to wellbore clogging. The study evaluates the efficacy of chelating agents, including Ethylene diamine tetra acetic acid (EDTA), Glutamic acid diacetic acid (GLDA) , and Diethylene triamine penta acetic acid (DTPA), as scale inhibitors compared to commercial alternatives. Experimental results demonstrate that temperature, water mixing ratios, and injection rates significantly influence scale formation, with higher temperatures and certain water ratios accelerating the process. Static and dynamic tests reveal that GLDA and DTPA outperform commercial inhibitors, showing superior inhibition efficiency across various conditions. Key findings include that GLDA and DTPA effectively delayed scale formation, achieving inhibition efficiencies exceeding 80% at 158°F and maintaining performance under higher temperatures. DTPA achieved 86.2% inhibition efficiency at 338°F with a 50:50 seawater-to-formation water ratio. Regained permeability values exceeded 88%, with GLDA achieving a maximum of 95.4%. These results confirm the chelating agent’s thermal stability and effectiveness in mitigating scaling under extreme reservoir conditions. By enabling seawater as an injection fluid, this study offers a sustainable solution to conserve millions of gallons of freshwater annually while maintaining the efficiency of hydraulic fracturing operations. Keywords: Fracturing fluid, Chelating agent, Hydraulic fracturing, Mineral scale, Seawater.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Chemistry Engineering Petroleum Petroleum > Fluid Separation and Processing Petroleum > Well Completion and Stimulation
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Alajmei, Shabeeb
Committee Co-Advisor:	Al-Jawad, Murtada
Committee Members:	Mahmoud, Mohamed and Kamal, Muhammad and Alharbi, Bader
Depositing User:	OSE BUDIMAN (g202214020)
Date Deposited:	30 Dec 2024 08:42
Last Modified:	30 Dec 2024 08:42
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143166