Advanced Formulation of CO₂ Foam Fluid for Hydraulic Fracturing Applications. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (MS Thesis) Final Thesis report (Mahmoud Jumaa)-Final-Final.pdf - Draft Version Restricted to Repository staff only until 20 May 2027. Download (3MB)

Arabic Abstract

تتطلب عمليات التكسير الهيدروليكي في المكامن غير التقليدية أنظمة سوائل قادرة على نقل الدعامات بكفاءة مع تقليل استهلاك المياه العذبة والحد من الضرر البيئي. في هذه الرسالة، تم تطوير وتقييم سائل رغوي قائم على ثاني أكسيد الكربون باستخدام ماء البحر و الماء المنتج، ليكون بديلاً محتملاً لسوائل التكسير التقليدية المعتمدة على الماء تحت ظروف الحرارة العالية والملوحة المرتفعة. وركزت الدراسة على نظام يعتمد على بوليمر ذاتي الرغوة (SFP)، مع تقييم خصائصه الريولوجية، واستقراره الحراري، وتوافقه مع الإضافات الكيميائية، ومورفولوجيا الرغوة، وبنية الفقاعات، وسلوك تعليق الدعامات. أُجريت الاختبارات الريولوجية باستخدام جهاز قياس ريولوجيا للرغوة تحت ظروف الضغط والحرارة المرتفعين عند 150 درجة مئوية، و1000 رطل لكل بوصة مربعة، ونسبة سائل الى غاز 70%، ومعدلات قص تراوحت بين 100 و1000 s⁻¹. وأظهرت النتائج أن الرغوة المحضرة بماء البحر والماء المنتج أعطت لزوجة ظاهرية أعلى من الرغوة المحضرة بالماء منزوع الأيونات، مما يؤكد ملاءمة المياه المالحة لهذا النظام. كما أدى رفع تركيز البوليمر الذاتي الرغوة من 0.5 إلى 1.0% وزناً إلى تحسين واضح في اللزوجة وثباتها مع الزمن، حيث حقق النظام عند 1.0% وزناً لزوجة تقارب 150 cP عند معدل قص 100 s⁻¹ مع استقرار شبه ثابت لمدة 60 دقيقة. كذلك حسّن المثبت الجيلي قوة الرغوة ومتانتها الحرارية، في حين خفضت مثبتات الطين وبعض عوامل التخليب الأداء، مع إظهار DTPA عند pH مرتفع أفضل توافق بين عوامل التخليب المختبرة. ولربط السلوك الريولوجي ببنية الرغوة، تمت مقارنة النظام المحسن القائم على SFP مع نظام منخفض التحميل الكيميائي من المادة الخافضة للتوتر السطحي اللزجة المرنة (VES) تحت نفس ظروف ماء البحر والضغط وجودة الرغوة. وأظهر نظام SFP لزوجة أعلى ضمن المجال الحراري من 90 إلى 150 درجة مئوية، واحتفاظاً أفضل بارتفاع الرغوة، وبنية فقاعية أدق، وتباطؤاً في شيخوخة النسيج الرغوي. كما أكد تحليل صور الفقاعات أن نظام SFP كوّن شبكة رغوية أكثر كثافة واستقراراً. وأظهرت اختبارات ترسيب الدعامات الساكنة عند 90 درجة مئوية أن نظام SFP حافظ على بنية قادرة على حمل الدعامات، بينما انهار نظام VES قبل إكمال الاختبارات بصورة موثوقة. وبشكل عام، توضح النتائج أن نظام رغوي منخفض التحميل قائم على ثاني أكسيد الكربون وماء البحر باستخدام SFP قادر على تحقيق ريولوجيا قوية، وبنية رغوية مستقرة، وكفاءة جيدة في تعليق الدعامات عند درجات الحرارة المرتفعة، مما يجعله مرشحاً واعداً وأكثر استدامة لتطبيقات التكسير الهيدروليكي تحت ظروف الضغط والحرارة المرتفعين.

English Abstract

Hydraulic fracturing in unconventional reservoirs requires fluid systems that can provide effective proppant transport while reducing freshwater use and minimizing formation damage. This thesis developed and evaluated a seawater and produced water-based CO2 foam fluid as a potential alternative to conventional water-based fracturing fluids under high-temperature and high-salinity conditions. The work focused on a self-foaming polymer (SFP)-based system and examined its rheology, thermal stability, additive compatibility, foam morphology, bubble structure, and proppant suspension behavior. Rheological tests were conducted using an HPHT foam rheometer at 150 °C, 1000 psi, and 70% foam quality over shear rates of 100 to 1000 s⁻¹. The results showed that seawater- and produced water-based foams gave higher apparent viscosity than deionized-water-based foam, confirming the suitability of saline water for this formulation. Increasing SFP concentration from 0.5 to 1.0 wt% significantly improved viscosity and stability, with the 1.0 wt% system reaching about 150 cP at 100 s⁻¹ and maintaining near-constant stability over 60 minutes. Gel stabilizer further improved foam strength and thermal durability, while clay stabilizers and some chelating agents reduced performance, although high-pH DTPA showed the best compatibility among the tested chelating agents. To relate bulk rheology to foam structure, the optimized SFP system was compared with a low-loading VES system under the same seawater, pressure, and foam-quality conditions. The SFP foam showed higher viscosity from 90 to 150 °C, better foam-height retention, finer bubble texture, and slower texture aging. Bubble-image analysis confirmed that the SFP system formed a denser and more stable foam network. Static proppant-settling tests at 90 °C further showed that the SFP system maintained a usable carrying structure, while the VES system collapsed. Overall, the results demonstrate that a low-loading seawater-based SFP CO2 foam can achieve strong rheology, stable foam structure, and effective proppant suspension at elevated temperature, making it a promising and more sustainable candidate for HPHT hydraulic fracturing applications.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Reservoir Engineering and Management
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Thesis Advisor:	Shabeeb Alajmi,
Thesis Committee Members:	Mohamed Mahmoud, Murtada Al-jawad,
Depositing User:	MAHMOUD JUMAA (g202409460)
Date Deposited:	21 May 2026 08:57
Last Modified:	21 May 2026 08:57
URI:	https://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/144407