Evaluating Various Methylimidazolium Ionic Liquids as Flowback Additives for Enhanced Hydraulic Fracturing. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Defense-final thesis.pdf Restricted to Repository staff only until 3 July 2026. Download (3MB)

Arabic Abstract

يُعد التكسير الهيدروليكي تقنيةً أساسية لتحفيز الإنتاج في المكامن غير التقليدية مثل الغاز الصخري وتكوينات الرمال المُحكَمة. ومع ذلك، تتأثر كفاءة هذه التقنية بشكل كبير نتيجة احتجاز سوائل التكسير في هذه التكوينات بسبب القوى الشعرية العالية وانخفاض النفاذية، خاصةً تحت ظروف قاسية تتمثل في درجات حرارة مرتفعة وملوحة عالية. عادةً ما تتدهور فعالية الإضافات التقليدية المستخدمة لتحسين استرجاع سوائل التكسير، مثل المواد الخافضة للتوتر السطحي والمستحلبات الدقيقة، أو تفشل تمامًا في هذه الظروف الصعبة. مؤخرًا، برزت السوائل الأيونية (ILs) كإضافات واعدة نظرًا لاستقرارها وخصائصها البينية المتميزة في الظروف القاسية، إلا أن الدراسات السابقة اقتصرت غالبًا على عدد محدود من السوائل الأيونية مع استخدام نوع واحد من الأنيونات. تسعى هذه الدراسة لتوسيع نطاق البحث من خلال تقييم شامل لأداء مجموعة متنوعة من السوائل الأيونية القائمة على مركبات ميثيل إميدازوليوم ذات أنيونات مختلفة (تترافلوروبورات، كلورايد، وبروميد) وأطوال سلاسل ألكيلية متنوعة كإضافات متطورة لاسترجاع سوائل التكسير. تم إجراء سلسلة من التجارب التحليلية بدأت بقياسات التوتر السطحي وتحديد التركيز الحرج لتكوين الميسيلات (CMC)، وتلاها اختبارات الاستقرار الحراري والملحي من خلال قياس التوتر البيني (IFT). أُجريت هذه التجارب باستخدام مياه البحر ذات ملوحة مقدارها (٥٧٠٠٠) جزء في المليون كسائل تكسير أساسي، وتحت درجات حرارة وصلت إلى (١٢٠) درجة مئوية. بعد ذلك، تم تنفيذ قياسات الضغط الشعري لتقييم تأثير هذه السوائل الأيونية على تغيير قابلية البلل واستخلاص السوائل. أخيرًا، تم تنفيذ تجارب تدفق اللباب على عينات من الحجر الرملي الضيق لمحاكاة ظروف المكامن الفعلية، بهدف تقييم استرجاع سوائل التكسير ومدى استعادة النفاذية للهيدروكربونات بوجود هذه الإضافات. أظهرت نتائج قياسات التوتر السطحي وCMC أن السوائل الأيونية من نوع تترافلوروبورات (ST4) وكلورايد (SX3) قللت التوتر السطحي بشكل ملحوظ، حيث وصلت لأدنى قيم حوالي (٢٧) و(٣٥) ملي نيوتن لكل متر على التوالي. حافظ كلا السائلين على أداء متميز في ظروف الملوحة العالية، ما يعكس ملاءمتها للمكامن ذات الظروف الملحية المعقدة. أكدت اختبارات الاستقرار الحراري قدرة هذه السوائل على تخفيض التوتر البيني بشكل ملحوظ عند درجات حرارة وصلت حتى (١٢٠) درجة مئوية، حيث تمكّن السائل الأيوني ST4 من الوصول إلى قيم توتر بيني منخفضة بلغت (٢٢) ملي نيوتن لكل متر في المياه الجوفية عالية الملوحة وبتراكيز منخفضة جدًا، وهو أداء يتفوق بشكل واضح على الإضافات التقليدية. كذلك بينت اختبارات الضغط الشعري التي نُفذت باستخدام طريقتي اللوحة المسامية والطرد المركزي تحسنًا ملحوظًا في كفاءة إزاحة السوائل بعد استخدام السوائل الأيونية. خفّض كلٌ من ST4 وSX3 الضغط الشعري اللازم لدخول السوائل بشكل كبير، حيث تمكن ST4 من تخفيض الضغط بحوالي (٨٠٪) عند درجة تشبع مائي مرتفعة (Sw = ٩٥٪) مقارنةً بالسائل الأساسي. وأكدت قياسات الرنين المغناطيسي النووي (NMR) هذه النتائج، حيث أوضحت تحسنًا واضحًا في حركة السوائل وانخفاضًا كبيرًا في التشبع المائي المتبقي داخل المسام الصغيرة. بالإضافة إلى ذلك، أكدت تجارب تدفق اللباب الأداء المتفوق للسائل الأيوني ST4 تحت ظروف محاكية للواقع. أدت إضافة (٠.٥) جالون لكل ألف جالون من ST4 إلى سائل التكسير إلى زيادة ملحوظة في استرجاع سوائل التكسير وتحسين استعادة النفاذية بنسبة وصلت إلى (٤٢٪) مقارنةً بالحالة الأساسية دون إضافات. كما دعمت نتائج التصوير المقطعي الطبي (CT)، وقياسات الرنين المغناطيسي النووي (NMR)، وفروق الضغط عبر اللباب هذا الأداء المحسن، حيث أكدت جميعها كفاءةً واضحة في إزاحة السوائل المحتجزة وتقليل احتجازها في التكوينات الضيقة. بشكل عام، تؤكد هذه الدراسة أن السوائل الأيونية القائمة على مركبات ميثيل إميدازوليوم، خاصةً ST4 وSX3، تُشكّل إضافات متقدمة ومستدامة بيئيًا لتحسين استرجاع سوائل التكسير الهيدروليكي في الظروف القاسية التي تتسم بها المكامن غير التقليدية. إن الاستقرار الممتاز في درجات الحرارة العالية والملوحة المرتفعة، مع القدرة الاستثنائية على خفض الضغط الشعري وتحسين استعادة النفاذية واستخلاص السوائل، يضع هذه السوائل الأيونية في مكانة متقدمة كبديل فعال ومستدام للإضافات التقليدية. وتسهم هذه الدراسة بشكل فعّال في تطوير تركيبات أكثر كفاءة واستدامة واقتصادية لسوائل التكسير المخصصة للمكامن غير التقليدية

English Abstract

Hydraulic fracturing is an essential stimulation technique widely employed in unconventional reservoirs, including shale gas and tight sand formations. However, its effectiveness is significantly compromised by issues of fluid retention arising from high capillary pressures and reduced permeability, especially under extreme conditions characterized by elevated temperatures and high salinity. Conventional flowback additives such as surfactants and microemulsions commonly degrade or fail to perform effectively under these harsh reservoir environments. Recently, ionic liquids (ILs) have emerged as potential flowback additives due to their stability and promising interfacial properties under extreme conditions; nevertheless, previous research has generally focused on limited IL types, often employing a single anion group. This study broadens the scope by systematically evaluating a diverse range of methylimidazolium-based ionic liquids with varying anions (tetrafluoroborate, chloride, and bromide) and alkyl chain lengths as innovative flowback additives. A comprehensive experimental approach was employed, beginning with critical micelle concentration (CMC) determination and surface tension measurements, followed by rigorous thermal and salinity stability assessments through interfacial tension (IFT) tests. These experiments were performed using seawater with a salinity of 57,000 ppm as the base fracturing fluid, under elevated temperatures up to 120°C. Capillary pressure measurements were subsequently conducted to investigate the impact of ILs on wettability alteration and fluid recovery efficiency. Finally, coreflooding experiments using tight sandstone cores under simulated reservoir conditions provided direct insights into fracturing fluid recovery and regained hydrocarbon permeability in the presence of the selected IL additives. Surface tension and CMC analyses revealed that both tetrafluoroborate-based (ST4) and chloride-based (SX3) ILs substantially reduced surface tension, achieving remarkably low values of approximately 27 mN/m and 35 mN/m, respectively. Notably, these ILs maintained exceptional performance under conditions of high salinity, highlighting their suitability for challenging reservoir environments. Thermal stability assessments further confirmed the robust IFT reduction capability of these ILs at temperatures reaching 120°C, with ST4 notably achieving an IFT as low as 22 mN/m in formation brine at minimal concentrations, substantially outperforming conventional additives. Capillary pressure tests, employing both porous plate and centrifuge methodologies, highlighted considerable improvements in fluid displacement efficiency through IL treatment. Specifically, ST4 and SX3 dramatically reduced entry capillary pressures, with ST4 demonstrating approximately 80% reduction compared to the base fluid at high water saturations (Sw = 95%). Nuclear magnetic resonance (NMR) analyses corroborated these findings, clearly indicating enhanced fluid mobility and reduced residual water saturation within smaller pore structures. The coreflooding experiments further validated the superior performance of IL additives under representative reservoir conditions. Incorporating 0.5 gpt ST4 into the fracturing fluid significantly enhanced fracturing fluid recovery and permeability restoration by approximately 42% relative to the untreated base fluid. Complementary analyses involving medical computed tomography (CT), NMR, and differential pressure measurements consistently affirmed improved displacement efficiency and diminished fluid retention facilitated by IL treatment. Collectively, this research conclusively demonstrates that methylimidazolium-based ionic liquids, particularly ST4 and SX3, offer significant advancements as environmentally sustainable and effective flowback additives for hydraulic fracturing in extreme reservoir conditions. The notable enhancements in thermal and salinity stability, substantial reductions in capillary pressure, and significant improvements in permeability and fluid recovery underscore the potential of these ILs as advanced replacements for conventional additives. Ultimately, these findings provide critical insights toward developing more sustainable, efficient, and economically viable fracturing fluid formulations tailored for unconventional reservoirs.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Ibrahim, Ahmed
Committee Members:	Khaled, Ibrahim and Salaheldin, Elkatatny
Depositing User:	BADR MOHAMED (g202308950)
Date Deposited:	03 Jul 2025 10:22
Last Modified:	03 Jul 2025 10:22
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143595