Day 1 3 formation damage causes candidate selection and remediation

Why S&mulate?  Drilling &   Produc&on  Problems  Solu&ons  mud damage well cleanout mud-fluids & mud-solids remove drill-in & completion fluid residu completion fluids lost Optimum connection between reservoir and well Wax, Scale, etc Tubing/wellbore clean out matrix acidizing Remove Formation Damage Deposits clay problems hydraulic fracturing clay swelling, clay & fines migration Increase inflow area low permeability poor productivity Oct-19-15 Productivity Optimization Course day Wellbore Cleanout  fines Matrix S&mula&on  mudcake Acid ¥  Remove near wellbore formation damage: Ð  mud fluids/particles Ð  lost completion fluids Ð  clay fines, clay swelling _ ft ¥  Common acids: HCl, HCl/HF (clay), Acetic, Formic ¥  Treatment fluids are pumped into formation ¥  Radius affected: 0.1 Ð m (0.3 Ð ft)‫‏‬ damage Workflow  Candidate Selection Skin Analysis (Ranking table) Job Execution Treatment Selection ¥  Tubing Clean-out ¥  Wellbore Clean-out ¥  Scale Removal ¥  Sandstone Acidizing ¥  Carbonate Acidizing Treatment Advisor Damage Advisor Production Response Evaluation Cycle Skin Prediction Fluid Placement Simulator Fluid Selection Pumping Schedule (Stage #, Volume, Rate) Geochemical Simulator ¥  Pre-flush ¥  Main flush ¥  Post-flush ¥  Diversion Carbonate Sandstone Expert System Diversion Advisor Treatment Evaluation 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 Forma&on damage – causes and  remedia&on  !  Candidate Selection  !  Problem Identification  !  Fluid Selection  !  Diversion, Pumping Schedule &  Placement  +  Diversion Methods and Materials +  Pumping Schedule Generation +  Fluid Placement Simulation Forma&on Damage in Injec&on Wells  !  Water is injected into resrvoirs for pressure  maintenance, water disposal or water flooding  !  Maintaining high injectivities over long periods  of time is extremely important for all water  injection projects  !  Ensuring sustained injectivity of water is  determined by:  !  Freshwater sensitivity of the formation  !  Precipitation of inorganic scale  !  The total dissolved solids in the injection water  !  The total suspended solids    Forma&on Damage in Injec&on Wells  !  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  The graph shows the injectivity of a well   in the offshore Gulf of Mexico.   Despite the relativity good quality of the   water, a rapid reduction in injectivity was   observed   Forma&on Damage in Injec&on Wells  !  In the Prudhoe field in Alaska contaminated water has  been injected into injection wells with minimal impact on  injectivity  !  The apparent lack of formation damage is a consequence  of thermally induced fractures that can propagate  hundred of meters into the formation   !  When fracturing injection wells is undesirable, the quality  of the injection water plays an important role in  determining well injectivity or formation damage  !  Various water purification devices such as sedimentation  tanks, sand filters, cartridge filters, flotation devices or  hydrocyclones  are available. These facilities significantly  prolong the life of water injection wells  Forma5on Damage due to Paraffins and  Asphaltenes  !  Crude oils contain three main  groups of compounds:   !  saturated hydrocarbons or paraffins,   !  aromatic hydrocarbons and  !  resins/asphaltenes   !  The table  shows the gross  composition of crude oils, tars  and bitumens obtained from  various sources  !  More degraded crudes, including  tars and bitumens contain  substantially larger proportions  of resins and asphaltenes  Forma5on Damage due to Paraffins  !  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  Asphaltene Precipita5on  !  In crude oils asphaltene structures are dispersed and  maintained in suspension by the action of resins  !  Precipitation of asphaltenes occurs through the  formation of aggregates.  The solubility of asphaltenes  is a function of temperature, pressure and the  composition of the crude oil  !  When the reservoir gets depleted and the bubble point  pressure is achieved lower in the tubing or even in the  formation itself, asphaltene deposition may occur at  those points  !  Asphaltene deposition can also be induced by changes  in composition in the crude oil through injection of  fluids such as CO2 or lean gas  Forma5on Damage due to Emulsion and Sludge  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  Forma5on Damage due to Condensate Banking  !  The buildup of a condensate bank in gas well van  cause a loss in PI by a factor of 2 to 8  !  Hydraulic fracture stimulation is the most common  method used to remedy condensate build up problems  !  The fracture results in a significant decrease in the  drawdown needed to produce the well.    !  In addition, the build up of a liquid hydrocarbon phase  on the faces of the fracture has a limited impact the well   !  Recently, the use of solvents and surfactants such as  methanol can also stimulate gas condensate wells   Forma5on Damage due to Gas Breakout  !  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  Forma5on Damage due to Water Blocks  !  If large volumes of water‐based drilling or  completion fluids are lost to a well it results in a  formation of a region of high water saturation  around the wellbore  !  In this region the relative permeability to the  hydrocarbon phases is decreased resulting in a net  loss in well productivity.    !  Regions of high water saturation, or water blocks  around the wellbore, are expected to dissipate with  time as the hydrocarbon fluids are produced.   !  Water blocks will generally be more troublesome  for low permeability, depleted gas wells  Forma5on Damage due to Weφability Altera5on  !  Converting a rock from a water‐wet to oil‐wet results in  a reduction in the relative permeability hydrocarbons   !  The loss of surfactants in drilling and completion  fluids, corrosion inhibitors and  dispersants in  stimulation fluids and the use of resins for sand control  can all cause changes in wettability in the near wellbore  region  !  Treatment with solvents and water wetting surfactants  are recommended when oil‐wetting surfactants have  been lost to the formation (e.g. by using oil‐based  muds)   Bacteria Plugging  !  Anaerobic bacteria are often present in and around oil  and gas wells   !  Injection of water‐based fluids can stimulate the growth  of bacteria leading to a decline in productivity/injectivity   !  The growth of sulfate reducing bacteria can also result in  the generation of hydrogen sulfide gas and the fouling of  flow lines and facilities.  !  The use of a bactericide (such as sodium hypochlorite) is  sometimes an effective but expensive method to tackle  this problem.  Summary  !  We have discussed methods to measure and  quantify formation damage in oil and gas wells  !  Several different mechanisms responsible for  causing formation damage were discussed  !  Some methods to remove the damage were also  discussed  !  Most of the time acidizing is an effective method of  removing the damage   !  Sometimes acidizing is not effective   !  It is, therefore, very important to correctly identify  the damage mechanism before stimulating a well  Problem Identification Treatment Op&ons ‐ Dependent on Damage Type  Cause of damage Damage type Treatment (Mud) Acid treatment Solids invasion Drilling, completion, etc Specific well treatment* Chemical interaction *Stimulation, gravel packing (re-)perforation, etc Precipitates, Clay swelling Mud Acid treatment Emulsions Solvent/ surfactant treatment Wax, asphaltenes Solvent/ surfactant treatment Formation fines Acid treatment Precipitates, scale Acid treatment Clay swelling Mud Acid treatment Oily/inhibitor residues Solvent/ surfactant treatment Produced fluids Water Injected fluids Gas Treatment selec5on Chart  Problem  Solution  Damage from water based muds  Acidising  Damage from oil  based muds  Acidising + (mutual) solvents  Completion and Workover Fluids  Acidising  Damage during Cementing  Acidising  Damage during Perforating  Acidising (HF)  Fines Migration  Acidising (HF)  Swelling Clays  Acidising (HF)  Formation Damage in Injection Wells  Acidising   Paraffins  Aliphatic solvents – e.g. Kerosene  Asphaltene Precipitation  Aromatic solvents  Emulsion and Sludge Formation  (Mutual) Solvents and surfactants  Condensate Banking  Hydraulic fraccing, Methanol injection  Gas Breakout  Hydraulic fraccing  Water Blocks  Swabbing, (mutual) solvents+ surfactants  Wettability Alteration  (Mutual) solvents+surfactants  Bacteria Plugging  Hypochlorite (bleach)  ... 10   16 ,875  1 1 10   10   20  10 0  10   9,2  8  10   10   10   8 ,15   10 0  10   40 ,14   ‐4  1 10   10   2  10 0  10   16 , 015   ‐7  1 10   10   10 ,5  10 0  10   25,75  9  10   10   10   20, 21 10   10   11 ,6 ... 11 ,6  9  10   10   10   21, 97  10   10   0  9  10   10   10   23 , 13   10   10   4 ,19 5  9  10   10   10   12 ,89  10   10   36 ,885  6  10   10   10   ‐0,6  10   10   22,67  2  10   10   10   8 ,1 10   10   6,625  9  10  ... 10   10   10   10 ,3 10   10   10 ,505  9  10   10   10   3, 54  10   10   3 ,18   9  10   10   10   5 ,35   10   10   0  9  10   10   10   5,24  10   10   12 ,66  ‐8  10   10   10   0,24  10   10   9,86  ‐26  10   10   10