Day 1 3 formation damage causes candidate selection and remediation

Water cut 50 % or less can be higher if water can be handled Acid will preferentially stimulate water zone Gross reservoir height no limit, but diversion needed in longer wellbores

Oct-19-15 Productivity Optimization Course day 1 2

Remove Formation Damage

Tubing/wellbore clean out

Optimum connection between reservoir and

well

Wellbore Cleanout 

¥  Remove near wellbore formation damage :

Ð  mud fluids/particles

Ð  lost completion fluids

Ð  clay fines, clay swelling

¥  Common acids: HCl, HCl/HF (clay), Acetic, Formic

¥  Treatment fluids are pumped into formation

damage

Diversion Advisor

Fluid Placement Simulator

Treatment Evaluation

Job Execution

Production Response Skin Prediction

Candidate Selec&on and Matrix Acid  S&mula&on Design  

Forma&on damage – causes and  remedia&on 

!  Candidate Selection 

!  Problem Identification 

!  Formation Damage Mechanisms 

!  Identifying and Diagnosing the  Causes of Damage 

Forma&on damage – causes and  remedia&on 

!  Candidate Selection 

!  Problem Identification 

!  Fluid Selection 

+  Types of Acids +  Carbonate Acidizing Chemistry +  Carbonate Matrix Acidizing Systems +  Sandstone Acidizing Chemistry

+  Sandstone Matrix Acidizing Systems +  Acid Additives

+  Diversion Methods and Materials +  Pumping Schedule Generation +  Fluid Placement Simulation

Candidate Selec&on and Matrix Acid  S&mula&on Design  

!  Candidate Selection 

!  Treatment Selection 

!  Basic Well Productivity 

Candidate Selec&on 

!  Effective matrix acidizing begins with correctly choosing the well(s) which need treatment 

!  Given all the wells in a field, which problem 

wells will benefit from stimulation resources? 

Diagnose  the Problem! 

dig up: well history, previous s&mula&ons, lab reports, etc. 

Candidate Selection

requirements for successful matrix treatments

Hydrocarbon saturation 30 % or more

Highly depleted wells are poor acidizing candidates (from economic point of view)

Water cut 50 % or less (can be higher if water can be

handled

Acid will preferentially stimulate water zone

Gross reservoir height no limit, but diversion needed in longer wellbores

Permeability Gas > 1 mD, Oil > 10 mD

Low perm reservoirs need a frac, not acid

Reservoir pressure Gas: two times the abandonment pressure

Oil : 80 % depletion

Production system Current production not more than 80 % of

& tubing maximum capacity of facilities

Must be able to handle increased production

treatment 

Inves5gate other  methods   (e.g. reperforate)T 

Skinfrac treatment  (Frac&Pack)T 

Matrix treatment  Low chance success  Matrix treatment  High chance success 

Slanted or horizontal  sidetrack + acid 

Determine skin factor 

Skin is a dimensionless representation of near well-bore pressure

drop caused by damage

ΔP skin

Pressure

Distance damage

region

Skin components 

Candidate Selection

A well is a Matrix Acid Candidate if:

¥  it is damaged (positive damage skin)‏

¥  damage is acid soluble

¥  removal of damage results in economical well

Evaluate mechanical skin terms

and calculate damage skin

Production & Skin: Semi-Steady State

formation damage caused

by poorly designed in/completion fluids

drill-optimized drill-in &

completion fluids damage removal & cleanup sandstone acid treatment

fracture stimulation frac & pack

carbonate acid treatment

Flow Efficiency (FE or WIQI)‏

Produc 5on  rate 

water  gas ra5o  Top perfs 

Botom  perfs 

Gross res. 

Height 

Tubing  diamet

er 

Max

Incl FWL 

Distance to  FWL 

Permea bility 

TH  Pressure 

Skin  factor 

Ini5al  Res. 

Pressure 

Res. 

Pressure 

Abandonm ent  pressure 

Capacit

y fill 

MMm 3/d 

m3/

MMm3  m TV  m TV  m TV  "  deg mTV  m TV  mD  bar  bar  bar  bar  % 

Key West  KW‐ 02  Carbonate  0.400  0.00  2921.49  2979.72  58.23  4.5  23 3060  80.28  134.4  15  20  349  40  10  65  Key West  KW‐ 03  Carbonate  0.100  31.63  2877.22  2986.23  109.01  4.5  48.5 3060  73.77  34.75  10  ‐1.6  349  14  10  65  Key West  KW‐ 04  Carbonate  12.280  33.32  2907.43  3010.97  103.54  7  17.84 3043  32.03  162.804  50  5.7  349  125  10  65  Key West  KW‐ 05  Carbonate  30.600  32.54  2910.26  3026.25  115.99  7  4.7 3060  33.75  108.9  50  3.2  349  220  10  65  Key West  KW‐ 06  Sandstone  7.200  32.74  2861.85  3014.66  152.81  7  17.61 3060  45.34  74  50  0.7  349  101  10  65  Key West  KW‐ 07  Sandstone  15.000  1004.31  2591.78  2652.28  60.5  7  91.02 2672  19.72  360  25  ‐0.7  303  84.2  10  65  Key West  KW‐ 08  Sandstone  0.927  16.71  2897.28  2971.61  74.33  3.5  31.5 2925  ‐46.61  2.1  50  2.3  337  251.3  10  65  Key West  KW‐ 09  Carbonate  0.001  21.57  3430.26  3711.75  281.49  3.5  24.45 3520  ‐191.75  2.881  25  0.6  417  72.4  10  65  Key West  KW‐ 10  Carbonate  0.079  21.63  3404.26  3498.99  94.73  2.5  38.4 3520  21.01  3.667  25  3  417  55.4  10  65  Key West  KW‐ 11  Sandstone  0.302  80.79  3188.97  3294.68  105.71  4.5  3.25 3320  25.32  172.2  15  ‐3.4  377  22.4  10  65  Key West  KW‐ 12  Sandstone  0.530  9.95  2970.2  3036.8  66.6  3.5  18.57 3060  23.2  1.16  50  ‐1  381  239.7  10  65  Key West  KW‐ 13  Sandstone  0.936  153.18  2880.2  2898.5  18.3  3.5  88.1 2950  51.5  5.3  60  ‐0.5  390  222.1  10  65  Key West  KW‐ 14  Sandstone  0.055  19.63  2760.49  3367.02  606.53  4.5  30.83 3000  ‐367.02  260  10  ‐1.3  331  27.2  10  65  Key West  KW‐ 15  Sandstone  0.216  15.39  2943.87  2983.1  39.23  4.5  42.88 3001.5  18.4  15  50  18  231  101.5  10  65  Key West  KW‐ 16  Sandstone  0.06  4827.00  3118.5  3140.61  22.11  3.5  5.27 3149  8.39  0.215  50  ‐2.14  362  277.8  10  65  Key West  KW‐ 17  Carbonate  0.180  250.91  3028.47  3087.75  59.28  3.5  2 3101  13.25  1.4  50  ‐0.2  356  123  10  65  Key West  KW‐ 18  Carbonate  0.250  123.51  2973.06  3101.64  128.58  3.5  35.76 3108  6.36  6.37  25  15  356  73.5  10  65 

Candidate Selection

requirements as ÔrulesÕ in spreadsheet

Hydrocarbon saturation 30 % or more

Highly depleted wells are poor acidizing candidates (from economic point of view)

Water cut 50 % or less (can be higher if water can be

handled

Acid will preferentially stimulate water zone

Gross reservoir height no limit, but diversion needed in longer wellbores

Permeability Gas > 1 mD, Oil > 10 mD

Low perm reservoirs need a frac, not acid

Reservoir pressure Gas: two times the abandonment pressure

Oil : 80 % depletion

Production system Current production not more than 80 % of

& tubing maximum capacity of facilities

Must be able to handle increased production

Gross  res. 

Height 

Distance 

to FWL 

Permea bility 

Skin  factor 

Res. 

Pressure 

Abandon ment  pressure 

Capacit

y fill 

Produc 5on  rate  

water  gas  ra5o 

Gross  res. 

Height 

Distance 

to FWL 

Permea bility 

Skin  factor 

Res. 

Pressure 

Capa city  fill 

Abando nment 

Acidizing   candidate 

Production & Skin: Semi-Steady State

formation damage caused

by poorly designed in/completion fluids

drill-optimized drill-in &

completion fluids damage removal & cleanup sandstone acid treatment

fracture stimulation frac & pack

carbonate acid treatment

Flow Efficiency (FE or WIQI)‏

Gross  res. 

Height  FWL 

Distance 

to FWL  Permility 

TH  Pressure 

Skin  factor 

Ini&al  Res. 

Pressure 

Res. 

Pressure  MMm3/

Forma&on damage – causes and  remedia&on 

!  Candidate Selection 

!  Problem Identification 

!  Formation Damage Mechanisms 

!  Identifying and Diagnosing the  Causes of Damage 

• Damage caused by produced fluids, or in case of 

injection wells, by the continuously injected fluids 

• Emulsions 

Treatment Op&ons ‐ Dependent on Damage Type  

Cause of damage Damage type Treatment

* Stimulation, gravel packing (re-)perforation, etc

Drilling,

completion, etc

Chemical interaction

Wax, asphaltenes

Mud Acid treatment

Solvent/

surfactant treatment

Acid treatment

Produced fluids

Formation fines

Precipitates, Clay swelling

Emulsions

Solvent/

surfactant treatment

Solvent/

surfactant treatment

Specific well

treatment*

treatment Problem Identification

!  Formation damage mechanisms can be broken down into two broad classes: 

!  Near wellbore permeability reduction 

!  Near wellbore relative permeability changes. 

!  The permeability and relative permeability near the wellbore are altered by  

!  drilling,  

!  completion and  

!  production operations. 

!  The drilling engineer traditionally designs drilling fluids  to:  

worsening overall damage 

!  In fractured formations, whole mud losses to the fracture network results in fracture plugging and destroys the productivity  

!  Best solution is under‐balanced drilling  

!  If however, due to safety and regulatory 

constraints, underbalance drilling is not possible, bridging additives need to be added  

!  The most suitable bridging additives are graded 

calcium carbonate and fibrous additives (cellulosic fibers and acid soluble fibers) 

acidizing is often ineffective because of: 

Forma5on Damage due to Comple5on and  Workover Fluids 

impact the near wellbore permeability through fluid invasion 

!  Cement filtrate invasion can cause formation 

damage due to inorganic precipitates such calcium carbonate and calcium sulfate.  

!  In studies severe permeability reductions of 60 to 90% in cores invaded by cement filtrate have been observed 

!  Also cement additives such as lignin derivatives, cellulose derivatives, organic acids and synthetic polymers  can cause 40 – 80% reductionin 

permeability  

!  Good quality perforating is critical to the 

productivity of a well  

!  By applying under‐balance perforating flow of fluid into the wellbore should  clean the 

perforation tunnel of disaggregated rock and 

liner debris 

!  Even clean perforation tunnels show a narrow region of reduced permeability due to crushing.  

!  The reduction in permeability in the compacted region is typically of the order of 20 to 50 % 

Damage during Perfora5ng 

!  Ensure that the salinity is above the critical salt concentration for the rock  

!  The precipitation of inorganic scale is a major concern when injecting water with large  concentrations of calcium, magnesium, iron or barium 

!  Large persistent drops in injectivity are likely when inorganic scales are formednear the  injection wells  

!  The presence of solids and oil droplets in the injection fluid can result in severe and rapid  injectivity decline 

!  In the Prudhoe field in Alaska contaminated water has 

been injected into injection wells with minimal impact on  injectivity 

Forma&on Damage in Injec&on Wells 

Forma5on Damage due to Paraffins and  Asphaltenes 

!  The primary cause of wax deposition is a loss in 

solubility in the crude as a result of changes in 

temperature, pressure or composition of the crude oil (evaporation of gas) 

!  Reductions in pressure usually lead to loss of 

volatiles induce the precipitation of paraffins.  

!  The temperature profile in the near‐wellbore region and tubing controls where the wax will be 

deposited, with the tubing being more likely 

!  The injection of cold fluids such as stimulation 

fluids or injection water into the wellbore can also induce paraffin deposition 

in composition in the crude oil through injection of 

fluids such as CO2 or lean gas 

Forma5on 

!  Crude oil and brine/formation water emulsions are stabilized by the presence of natural surfactants 

and clay fines, wax and asphaltenes 

!  Emulsions are hard to remove; prevention the 

formation of emulsions is critical   

!  Mutual solvents and surfactants (demulsifiers) are the most common way of trying to remove 

emulsions from the near wellbore region 

!  However placing the treatment fluids in the 

obstructed zones can be cumbersome 

!  In solution gas drive reservoirs as the reservoir 

fluid pressure drops below the bubble point a gas phase is formed 

!  If the bubble point is reached in the near wellbore region, a significant gas saturation builds up 

around the wellbore resulting in a decrease in the oil relative permeability 

!  This type of damage is easy to establish but 

requires phase behavior data 

!  A common method to remedy this to allow a 

reduction drawdown by hydraulically fracturing the well 

around the wellbore, are expected to dissipate with  time as the hydrocarbon fluids are produced.  

for low permeability, depleted gas wells 

been lost to the formation (e.g. by using oil‐based 

muds)  

!  The use of a bactericide (such as sodium hypochlorite) is  sometimes an effective but expensive method to tackle 

this problem. 

Treatment Op&ons ‐ Dependent on Damage Type  

Cause of damage Damage type Treatment

* Stimulation, gravel packing (re-)perforation, etc

Drilling,

completion, etc

Chemical interaction

Wax, asphaltenes

Mud Acid treatment

Solvent/

surfactant treatment

Acid treatment

Produced fluids

Formation fines

Precipitates, Clay swelling

Emulsions

Solvent/

surfactant treatment

Solvent/

surfactant treatment

Specific well

treatment*

treatment Problem Identification

Treatment selec5on Chart