Novel Applications of Thermochemical Fluids in Carbonate Acid Diversion and Enhanced Geothermal Systems. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF PhD_Dissertation_201227560.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 6 June 2027. Download (6MB)

Arabic Abstract

تظل عمليات التحفيز الفعال للمكامن غير المتجانسة وتطوير أنظمة طاقة مستدامة من التحديات الرئيسية في مجالي هندسة البترول والطاقة الحرارية الأرضية. ففي المكامن الكربونية، يؤدي عدم تجانس النفاذية غالباً إلى توزيع غير متكافئ للحمض التحفيزي، بينما يواجه تطوير أنظمة الطاقة الحرارية الأرضية المحسنة مخاطر الصدمات الحرارية والنشاط الزلزالي المستحث نتيجة الاعتماد على التكسير الهيدروليكي التقليدي. يبحث هذا البحث في تطبيق السوائل الكيميائية الحرارية التي يتم توليدها ذاتياً، والتي تنتج غاز النيتروجين والحرارة من خلال التفاعل الطارد للحرارة بين كلوريد الأمونيوم ونتريت الصوديوم، كحل مبتكر لكل من تحويل مسار الحمض التحفيزي والتكسير الصخري في مكامن الطاقة الحرارية الأرضية. ركزت المرحلة الأولى من هذا البحث على تحويل مسار الحمض التحفيزي في الصخور الكربونية باستخدام جهاز الضخ المتوازي مع عينات من حجر إنديانا الجيري عالية ومنخفضة النفاذية. تم إجراء تجربتين لكل نظام من أنظمة الأحماض الخمسة المختبرة، وهي: حمض الهيدروكلوريك العادي بتركيز 15%، وحمض الهيدروكلوريك المستحلب بتركيز 15%، وحمض السطحي ذو اللزوجة المرنة (VES) بتركيز 20%، وحمض الـ (VES) الرغوي، والحمض الهلامي المتشابك. كانت التجربة الأولى لكل نظام بمثابة خط أساس لتحديد الأداء القياسي، بينما قدمت التجربة الثانية السوائل الكيميائية الحرارية لتقييم تأثير التحسين. أجريت جميع التجارب عند درجة حرارة 150 درجة فهرنهايت مع استخدام معدلات الحقن المثلى لضمان دقة التحليل المقارن. تشير النتائج إلى أن فعالية التحويل الكيميائي الحراري تعتمد بشكل كبير على نوع النظام الحمضي المستخدم. ففي نظام حمض الهيدروكلوريك العادي، وفرت إضافة السوائل الكيميائية الحرارية تأثيراً تحويلياً سمح باختراق ناجح في العينة منخفضة النفاذية. أما بالنسبة لنظام الحمض المستحلب، فقد أدى التفاعل بين المستحلب والتفاعل الكيميائي الحراري إلى خلق حاجز عالي اللزوجة نجح في تحويل مسار سوائل المعالجة. أظهر نظام الـ (VES) أعلى مستويات النجاح، حيث قللت السوائل الكيميائية الحرارية من حجم الحمض المطلوب للاختراق بنسبة 80%، مما جعله العلاج الأكثر كفاءة من حيث الحجم. وعلى العكس من ذلك، أظهر نظام الـ (VES) الرغوي تفاعلاً عكسياً أدى إلى تحويل غير فعال للمسار مقارنة بخط الأساس. وفي نظام الحمض المتشابك، أدت التركيزات العالية من المواد الكيميائية الحرارية إلى تحسين تنظيف أضرار البوليمر المتبقية بشكل ملحوظ. امتدت المرحلة الثانية من البحث لتشمل تطبيق السوائل الكيميائية الحرارية في أنظمة الطاقة الحرارية الأرضية المحسنة لتحسين انتقال الحرارة والنفاذية في التكوينات الجيرية الصلبة. ومن خلال الاستفادة من نبضات الضغط العالي المتولدة أثناء التفاعل، شهدت عينة حجر إنديانا الجيري بطول 12 بوصة زيادة في النفاذية بنسبة 109%. أنتجت طريقة التكسير الكيميائي الحراري شبكة واسعة من الكسور الدقيقة، مما زاد من مساحة السطح المعرضة وأدى إلى تعزيز انتقال الحرارة من الصخر إلى السائل بنسبة 530%. وبخلاف التكسير الهيدروليكي التقليدي، حافظت هذه العملية الطاردة للحرارة على السلامة الهيكلية للصخور وتجنبت الصدمة الحرارية من خلال مراقبة التغير الحراري اللحظي، مما أدى إلى زيادة طفيفة في المسامية بنسبة 3.3% فقط نتيجة الذوبان المحدود للصخر بواسطة حمض الخليك المستخدم كمحفز للتفاعل الكيميائي الحراري. وتثبت هذه النتائج مجتمعة أن السوائل الكيميائية الحرارية تمثل تقنية رائدة لتحفيز الآبار، حيث توفر آلية متطورة لتحسين توزيع الحمض التحفيزي في المكامن الكربونية المعقدة وتقدم بديلاً أكثر أماناً وكفاءة لتطوير موارد الطاقة الحرارية الأرضية.

English Abstract

Efficient stimulation of heterogeneous reservoirs and the development of sustainable energy systems remain primary challenges in the fields of petroleum and geothermal engineering. In carbonate reservoirs, reservoir heterogeneity often results in poor acid placement, while in Enhanced Geothermal Systems (EGS), the reliance on conventional hydraulic fracturing presents environmental risks such as significant water requirements, numerous involved chemicals, thermal shock and induced seismicity. This research investigates the application of in-situ thermochemical fluids (TCF), namely the combination of ammonium chloride and sodium nitrite to generate exothermic reaction and generate nitrogen gas, as a versatile solution for both acid diversion and EGS stimulation. The first phase of this research focused on carbonate acid diversion, utilizing a parallel core flood setup with high-permeability and low-permeability Indiana limestone cores. Two distinct experiments were conducted for each of the five acid systems tested, namely the 15 wt.% straight HCl, 15 wt.% emulsified HCl, 20 wt.% viscoelastic surfactant (VES) HCl, foamed VES Acid, and cross-linked gelled acid. The first served as a baseline to establish standard performance, while the second introduced thermochemical fluids to evaluate the enhancement effect. All experiments were performed at 150 °F and utilized optimum injection rates to ensure the accuracy of the comparative analysis. The results indicate that the effectiveness of thermochemical diversion is highly system-dependent. In the straight HCl system, the addition of thermochemical fluids provided a diversion effect not seen in the baseline, allowing for successful breakthrough in the low-permeability core. For the emulsified acid system, the interaction between the emulsion and the thermochemical reaction created a high-viscosity barrier that successfully diverted treatment fluids. The VES system showed the highest synergy, where the thermochemical fluids reduced the acid volume requirement for breakthrough by 80 percent, making it the most volumetrically efficient treatment. Conversely, the foamed VES acid system showed an adverse reaction where thermochemical fluids led to ineffective diversion compared to the baseline. In the cross-linked acid system, higher concentrations of thermochemicals improved the cleanup of residual polymer damage. The second phase of the research extended the application of thermochemical fluids to Enhanced Geothermal Systems to improve heat transfer and permeability in tight limestone formations. By utilizing the high-pressure pulses generated during the exothermic reaction, a 12-inch Indiana limestone core experienced a 109 percent increase in permeability. This thermochemical stimulation method produced a network of micro-fractures, which increased the exposed surface area and resulted in a 530 percent enhancement in heat transfer from the rock to the fluid. Unlike traditional hydraulic fracturing, this exothermic process maintained the structural integrity of the rock and avoided thermal shock, resulting in a minimal porosity increase of only 3.3 percent. This suggests a significant potential for reducing the risk of induced seismicity while providing a more sustainable approach using eco-friendly chemicals. Collectively, these findings demonstrate that thermochemical fluids represent a groundbreaking technology for well stimulation. They provide a sophisticated mechanism for optimizing fluid placement in complex carbonate reservoirs and offer a safer, more efficient alternative for the development of geothermal energy resources.