Day 2 2 acidizing placement and diversion techniques final

Day 2: Acidizing placement and diversion  techniques  Diversion, Pumping Schedule &  Placement defini9ons  Engineering a good matrix acid job the treatment  effectiveness depends on getting the fluids where  they’re supposed to go  !  Diversion ‐ methods and materials to appropriately distribute  fluids across the treatment interval  !  Pumping Schedule ‐ injection method and rates to efficiently  place fluids  !  Placement ‐ calculated end effect of combining fluid stages,  diversion and pumping on formation interval  Placement and diversion  !  Placement refers to the way the stimulation fluids  are introduced in the well  !  Diversion is about the ways to distribute the  fluids across the target zone.   Diversion, Pumping Schedule & Placement Purpose of Diversion  !  Achieve uniform damage removal  !  Distribute flow across the treated interval  !  Alter flow path to prevent treatment fluids from  being disproportionately injected into high‐ perm zones  Placement and Diversion  Diversion and placement philosophy  !  The length of the interval to be treated.  !  Whether it is more or less homogeneous.  !  Do we want to steer away from water bearing  intervals?   !  What is the completion type; i.e.open hole,  perforated casing, slotted liner, etc?  !  Bottom hole temperature  !  Wellbore deviation and   !  Reservoir type and fluid   Maximum Pump Rate  Without Fracturing  Diversion, Pumping Schedule & Placement 10000 Injectivity (m3/d/m) 1000 100 10 1 10 10 mD 100 mD dP (Bar) 100 1000 mD 10,000 mD Acid Placement in Heterogeneous  Forma9ons  High Skin Thief Zone Low Skin High Skin Thief Zone Low Skin Plain HCl < cp Emulsified HCl > 20 cp Example case for placement & Diversion  zones of different permeability Example Well  Bottom Hole Static Temperature: Drainage Radius: Kvertical/Khorizontal: Reservoir Pressure Gradient: Pressure at .: Calcite/Total Carbonate Ratio: HCl Solubility: Top Measured Depth: Bottom Measured Depth: Average Deviation: Average Pressure: Average Skin: Average Permeability: Effective Zone Height: Effective Top MD: Effective Bottom MD: 91 °C 1000.0 m 0.10 0.0705 bar/m 0.0 bar 41.18 % 85.00 % 3726.0 m 3765.0 m 65.5 ° 188.7 bar 16.32 87.2 md 28.5 m 3729.0 m 3764.0 m Emulsified acids  Diversion, Pumping Schedule & Placement Types of Diverter  !  Ball Sealers   !  Particulates  !  Gels and Gelled Acids  !  Cross‐linked Gel Slugs  !  Foams  Foams  !  Foam spacers between treatment stages (multi‐ stage process) or,   !  Part or all of the treating acid as foam  (one‐stage  process)  !  Foamed acids are more complex to use than  polymer  viscosified acids   !   extra equipment and   !  liquid nitrogen supply  Diversion, Pumping Schedule & Placement Foam Diversion  !  Viscosity for zonal coverage and fines recovery  !  Energy for flowback in low pressure reservoirs  !  When used for staged diversion, carrier fluid is  typically not acid  !  When used for continuous diversion, fluid is  usually acid   !  Note – dissolving power for the foam stages is  dependent on the acid volume, not the total fluid  volume  Diversion, Pumping Schedule & Placement Foam Diversion (cont.)  !  Can be used in both sands and carbonates  !  Recently use in carbonate reservoirs has  increased  !  Initially used in gravel pack completions  !  Can be used for most completions including  gravel pack and slotted liner  !  Significant advantages over particulates and balls  in horizontal applications  Diversion, Pumping Schedule & Placement Foam Diversion  Design Considera9ons  !  Permeability contrast  !  Foam slug volume  !  Tubing size  !  Foam quality  !  Injection rates  !  Foaming agents  Foamed acid  high viscosity in water viscosity break after mixing with oil OilSeeker (Schlumberger)‫‏‬ Divert acid away from water zone, into oil zone Some good case histories published Unspent acid Mixing with oil Spent acid Viscosity develops as acid spends spents Diversion with visco‐elas9c surfactants  acid + visco-elastic surfactants plain acid wormholes in high k zone stage plain acid viscosity block stage stage next acid stage into low k zone ¥  acid is pumped through a jetting nozzle, improving acid-rock contact and wormhole initiation ¥  while acid is pumped through the CT, an inert fluid is pumped simultaneously through tubing-CT annulus, with the purpose to improve diversion and placement ¥  Patented tool is run on coiled tubing ¥  Unique design of the tool causes the tool to oscillate as fluid is pumped through the tool Ð  Fluid can be acid, water, diesel, nitrified fluids, etc ¥  Near wellbore mud removal, screen cleaning Combines coiled tubing efficiency with fluidic oscillator technology Decision tree  ... Placement ‐ calculated end effect of combining fluid stages,  diversion and pumping on formation interval  Placement and diversion !  Placement refers to the way the stimulation fluids  are introduced in the well  !  Diversion is about the ways to distribute the ... 85.00 % 3 726 .0 m 3765.0 m 65.5 ° 188.7 bar 16. 32 87 .2 md 28 .5 m 3 729 .0 m 3764.0 m Interval Reservoir Data  Name! zone 1 zone 2 zone 3 zone 4 Top  Bottom  Meas.  Meas.  Depth  Depth  (m)! (m)! 3 726 .0... Alter flow path to prevent treatment fluids from  being disproportionately injected into high‐ perm zones  Placement and Diversion Diversion and placement philosophy  !  The length of the interval to be treated.  !  Whether it is more or less homogeneous.