Day 2 5 acidising summary

Chemical methods Acid 5 Name three major sources of damage!. None, no stimulation candidate 7 An oil well with a high skin in a sandstone forma5on containing streaks of up to 25% calci

stimulation 

!  Matrix stimulation 

!  Sandstones: Only Damage Skin removed, S dam = 0 

!  Chemistry complex 

!  Carbonates: Damage bypassed, Sdam = ‐2 

!  Chemistry relatively simple  

Oct-19-15 3

1 What is the general purpose of 

s5mula5on?!

!  Making sure that the connection between  reservoir and well is not the bottleneck for 

2 Which are the two main goals of well 

s5mula5on? 

!  Removal of near well bore damage 

3 How are the two goals achieved?  !  Chemical methods (Acid) 

5 Name three major sources of damage  !  Mud related damage 

!  Lost completion fluids 

!  clay problems; clay swelling, clay & fines 

6 What is the most appropriate treatment for 

2 mD gas well with a skin of 1.5 and in 

which losses occurred during comple5on? 

None, no stimulation candidate

7 An oil well with a high skin in a sandstone 

forma5on containing streaks of up to 25% 

calcite has been damage by mud losses. 

What is the best type of acid to be used? 

HCl or organic, No HF!

8 Which are the four main phases in 

s5mula5on design? 

• Candidate selection and damage analysis 

• Fluids and additives recommendation 

• Pumping schedule and flow (diversion) simulation 

• Post‐job analysis

Name the 5 main items to 

investigate whether a well is a 

matrix stimulation candidate

Well performance – WIQI  Mechanical problems 

Skin analysis  PLT 

Damage assessment

A well is producing from a 

sandstone reservoir of 20 mD with 

40% oil saturation. Under which 

conditions is this well in general a 

stimulation candidate?

When it is producing less than 50%  water, not close to abandonment  and the tubing and production  facilities can handle extra 

production

A well has a total skin of 21 of 

which two thirds can be attributed 

to formation damage. What is the 

order of magnitude of production 

improvement an acid treatment 

could deliver? 

2 fold

What are the essential 

differences between 

carbonate and sandstone 

acidising? 

No HF  Damage by‐pass rather  than removal

Which factors control 

wormhole formation

Surface Reaction Rate      

 Injection Rate          

Oct-19-15 6

What needs to be checked before a 

stimulation treatment can be 

executed on a well?

!  Cement quality 

!  Pressure limitations 

!  Pumprates and fracturing 

!  Perforations 

!  Corrosion concerns 

Which are the perforation 

conditions favor a successful matrix 

stimulation treatment?

!  perforation diameter ‐ large 

!  shot density ‐ high 

!  perforation phasing ‐ 120o or better 

What are the corrosion protection 

requirements for an acid treatment?

!  Less than 0.05 lb/ft2 weight loss of  tubular steel 

!  No pitting 

!  In case of sour wells (H2S), no stress  corrosion cracking 

!  Always use corrosion inhibitors  

!  Use intensifiers if needed to meet above 

How long should  the well be shut‐

in after an acid treatment?

Best practice:  

return spent acid to surface  immediately after the treatment

Oct-19-15 7

Name the most important mineral 

components of a sandstone with 

respect to acid treatments

Quartz  Feldspars  Clays 

!  Kaolinite 

!  Montmorillonite or smectite 

!  Illite 

!  Chlorite  Carbonates

Can HF/HCl mixtures be used in: 

!  High carbonate content 

!  Presence of wax 

Not if it is more than 10% 

No, wax will not be removed by acid  Yes in most cases, but not in very high  temperatures or extremely water sensitive clays

Describe the three spending stages in 

sandstone acidising

Primary spending.  

This is the damage removal step. Same as  classical theory. 

Secondary spending.  

Dissolved silicon will re‐precipitate as  Si(OH)4. 

Tertiary spending.  

Aluminum leaching, leaving Si(OH)4.  Potential Al scaling

Oct-19-15 8

Will HCl be spent in clay rich 

formations

Yes, but only during secondary and tertiary spending

Name the most common HF acid 

systems

High HCl/HF ratio (prevent precip.)  

For deep damage (fines migration)  

Low HF, for high feldspar formations  

For higher temps  

‘Mud acid’ for silica scale removal 

Whenever carbonate content > 10%

What are the normally used acid 

volumes?

100 – 200 gals/ft

What is the typical treatment 

procedure for an sandstone acid 

treatment

Mud Clean‐out (whole mud lost)  Wellbore Cleanout (pickle tubing)  Non‐acid preflush (NH4Cl)     50‐100 gal/ft 

Damage Removal System (HF/HCl)         50‐200 gal/ft  Diverter stage 

Overflush  (NH4Cl)         25‐100 gal/ft  Displacement

Oct-19-15 9

What methods are available to obtain the kh in a 

well? 

From a log, or combination of log and core tests  From a well test (e.g. a buildup)

What alternative methods are available to obtain the 

skin in the well?   Which method is the most 

reliable?

Well test (build up or fall off). 

Analyse PI decline over time. Reservoir pressure and kh  are also needed in this method

Why is Water NOT a good choice as a Brine 

Preflush? 

Risk of clay swelling

Which of these two fluids (13.5% HCl/HF or 9/1% 

HCl/HF) is preferred?  Why? 

13.5% HCl/HF preferred because it has a higher HF  concentration and is therefore more efficient

What is the purpose of the Aqueous Non‐acid 

Preflush (=Brine preflush)?

Establish injectivity before pumping acid, spacer  between acid and reservoir fluids

What is the purpose of the Acid Preflush? Remove carbonates, other (acid‐soluble) material, 

incompatible with HF What is the purpose of the Acid Mainflush? Dissolve damage (clay fines)

In a sandstone acid treatment, what is the major 

difference in composition between the Acid Preflush 

and the Acid Mainflush?

HF acid

What is the purpose of the Non‐acid Overflush 

(=Brine overflush)

Displace spent acid deeper into formation, to prevent  potential precipitations in near wellbore

What brines are acceptable in HF acidizing? Only NH4Cl (ammonium chloride)

Oct-19-15 10

When would you select coiled tubing to pump an 

acid treatment? When bullheading? What are the 

advantages/disadvantages of both methods?

Coiled tubing: when tubing is dirty (rust, scale);   in  longer wellbores (placement) 

Bullheading: relatively short intervals, high rate  pumping

What is the effect of pump rate on the final 

treatment results? Is there a difference between 

sandstones and carbonates?

In sandstones the effect of pump rate is only small. The  main advantage of a higher pump rate is the shorter  treatment time

In carbonate acidizing, pump rate is important. A higher  pump rate will result in longer wormholes and deeper  stimulation

The bottom hole pressure (BHTP curve) drops 

rapidly, after the first brine stage (2% NH4Cl) has 

reached the perforations. Why? 

The viscosity of the injected brine is lower (about 0.4 cp,  see Pumping Schedule), compared to the viscosity of the  reservoir fluid (about 1.2 cp, see Reservoir Fluid Details  screen)

The BHTP goes down during the 13.5/1.5% HCl/HF 

stage.  Explain!

The acid dissolves the damage, reducing the skin. As a  result, the bottomhole pressure decreases during the  treatment

The skin drops from 10 to about 8, during the 7.5% 

HCl stage. Explain!

The 7.5% HCl does not remove the fines damage, but it  will dissolve the carbonate in the mineralogy. This  increases the permeability in the near wellbore, and  reduces the skin

Why is lowering the HCl concentration a good idea? Cheaper, less corrosion and easier to inhibit