Day 1 summary  !  Inflow vs Outflow  !  Well stimulation: Fraccing and Matrix  stimulation  !  Matrix stimulation  !  Sandstones: Only Damage Skin removed, S dam = 0  !  !  Chemistry complex  Carbonates: Damage bypassed, Sdam = ‐2  !  Chemistry relatively simple   !  Sources of damage  What is the general purpose of  s5mula5on?! !  Making sure that the connection between  reservoir and well is not the bottleneck for  production Which are the two main goals of well  s5mula5on?  !  Removal of near well bore damage  !  Increase of natural productivity How are the two goals achieved?  Name three major sources of damage  !  Chemical methods (Acid)  !  Mechanical methods (Fracturing) !  Mud related damage  !  Lost completion fluids  !  clay problems; clay swelling, clay & fines  migration What is the most appropriate treatment for  None, no stimulation candidate 2 mD gas well with a skin of 1.5 and in  which losses occurred during comple5on?  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?  Which are the four main phases in  s5mula5on design?  Oct-19-15 HCl or organic, No HF! • Candidate selection and damage analysis  • Fluids and additives recommendation  • Pumping schedule and flow (diversion) simulation  • Post‐job analysis Classroom exercise  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  2 fold which two thirds can be attributed  to formation damage. What is the  order of magnitude of production  improvement an acid treatment  could deliver?  Oct-19-15 Classroom exercise  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        Diffusion Rate      Injection Rate           Oct-19-15 What needs to be checked before a  !  Cement quality  stimulation treatment can be  !  Pressure limitations  executed on a well? !  Pumprates and fracturing  !  Perforations  !  Corrosion concerns  !  Erosion concerns Which are the perforation  !  perforation diameter ‐ large  conditions favor a successful matrix  !  shot density ‐ high  stimulation treatment? !  perforation phasing ‐ 120o or better  !  perforation length – large What are the corrosion protection  !  Less than 0.05 lb/ft2 weight loss of  requirements for an acid treatment? 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  criteria How long should  the well be shut‐ in after an acid treatment? Oct-19-15 Best practice:   return spent acid to surface  immediately after the treatment Name the most important mineral  components of a sandstone with  respect to acid treatments Can HF/HCl mixtures be used in:  !  High carbonate content  !  Presence of wax  !  Damage caused by clay particles Describe the three spending stages in  sandstone acidising Oct-19-15 Quartz  Feldspars  Clays  !  Kaolinite  !  Montmorillonite or smectite  !  Illite  !  Chlorite  Carbonates 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 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 Will HCl be spent in clay rich  formations Name the most common HF acid  systems What are the normally used acid  volumes? What is the typical treatment  procedure for an sandstone acid  treatment Oct-19-15 Yes, but only during secondary and tertiary spending !  13.5/1.5% HCl/HF      High HCl/HF ratio (prevent precip.)   !  Retarded HF      For deep damage (fines migration)   !  9:1 HCl/HF       Low HF, for high feldspar formations   !  Organic/HF       For higher temps   !  12/3 HCl/HF       ‘Mud acid’ for silica scale removal  !  HCl only      Whenever carbonate content > 10% 100 – 200 gals/ft Mud Clean‐out (whole mud lost)  Wellbore Cleanout (pickle tubing)  Non‐acid preflush (NH4Cl)     50‐100 gal/ft  Acid Preflush (HCl)       50‐100 gal/ft  Damage Removal System (HF/HCl)                                                   50‐200 gal/ft  Diverter stage  Overflush  (NH4Cl)                 25‐100 gal/ft  Displacement What methods are available to obtain the kh in a  From a log, or combination of log and core tests  well?  From a well test (e.g. a buildup) What alternative methods are available to obtain the Well test (build up or fall off).  skin in the well?   Which method is the most  Analyse PI decline over time. Reservoir pressure and kh  reliable? are also needed in this method Why is Water NOT a good choice as a Brine  Risk of clay swelling Preflush?  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  HF acid difference in composition between the Acid Preflush  and the Acid Mainflush? 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? Oct-19-15 Only NH4Cl (ammonium chloride) When would you select coiled tubing to pump an  acid treatment? When bullheading? What are the  advantages/disadvantages of both methods? What is the effect of pump rate on the final  treatment results? Is there a difference between  sandstones and carbonates? The bottom hole pressure (BHTP curve) drops  rapidly, after the first brine stage (2% NH4Cl) has  reached the perforations. Why?  Coiled tubing: when tubing is dirty (rust, scale);   in  longer wellbores (placement)  Bullheading: relatively short intervals, high rate  pumping 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 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  The acid dissolves the damage, reducing the skin. As a  stage.  Explain! result, the bottomhole pressure decreases during the  treatment The skin drops from 10 to about 8, during the 7.5%  The 7.5% HCl does not remove the fines damage, but it  HCl stage. Explain! 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 Oct-19-15 10 ... None, no stimulation candidate 2 mD gas well with a skin of 1 .5 and in  which losses occurred during comple5on?  An oil well with a high skin in a sandstone  forma5on containing streaks of up to 25 %  calcite has been damage by mud losses. ... Non‐acid preflush (NH4Cl)    50 ‐100 gal/ft  Acid Preflush (HCl)      50 ‐100 gal/ft  Damage Removal System (HF/HCl)                                                   50 20 0 gal/ft  Diverter stage ... calcite has been damage by mud losses.  What is the best type of acid to be used?  Which are the four main phases in  s5mula5on design?  Oct-19- 15 HCl or organic, No HF! • Candidate selection and damage analysis  • Fluids and additives recommendation