Day 2 3 operational aspects quality control and safety matrix acidising

Day 3: Operational aspects  Opera&onal considera&ons for a  s&mula&on treatment  Cement quality  Pressure limita&ons  S&mula&on opera&ons with   coiled tubing  Pumprates and fracturing  Perfora&ons  Corrosion concerns  Planning and scheduling  Matrix Acidizing Volume  Guidelines  Fluid Selection Formation temperature Permeability 250 oF 50 gal/ft 50 gal/ft 150gal/ft 100 gal/ft 100 gal/ft 200gal/ft 150gal/ft 100 gal/ft K < 20 mD* 100 gal/ft K = 20 - 100 mD K >100 mD * Consider fracturing for low permeabilities! Paccaloni's on‐site design  method  !  Monitoring acid s&mula&on treatment   !  Early 80's by McLoad  !  Theore&cal approach introduced by Paccaloni  !  Paccaloni: Maximum Δp, Maximum Rate Procedure  !  The acid injected at the maximum rate and hence, maximum pwf  without fracturing the forma&on  !  Treatment monitored in real &me  !  rb is the radius of acid injec&on  !  Paccaloni suggests a value of 4 δ  Paccaloni design chart for  monitoring acidizing  Data Required for Field  Applica?on  !  Reservoir and fluid properties are required to calculate the slope m  !  !  !  !  !  !  !  !  reservoir pressure  formation volume factor   Porosity  total compressibility  viscosity of reservoir fluid  formation thickness  permeability   initial skin factor  !  Flow rate and pressure recorded during the treatment to calculate S  !  Software installed by Service companies   Paccaloni’s Diagnosis Method ‐ refined  Paccaloni overes&mates the skin effect ignoring transient flow effects  !  Transient flow:   !  or  !  So:  !  The method only applies to the treatments with constant  injec&on rate  Diagnosis Method ‐ refined  !  Superposition Time Function for variable  Injection Rates  Fluid at Perfs Water Water Water Time, t  (hr) 0.15 0.30 0.45 qi (bpm) pwf  (psi)  ∆tsup b s 2 4500 4480 4400 ‐0.824 ‐0.532 ‐0.347 0.799 0.786 0.754 38 37 36 Aromatic solvent 0.60 4390 ‐0.222 0.748 35 Aromatic solvent 0.75 2.5 4350 ‐0.265 0.589 27 Aromatic solvent 0.90 2.4 4270 ‐0.113 0.587 27 Aromatic solvent 15% HCl 15% HCl 1.05 1.20 1.35 2.7 2.5 3.2 4250 4200 3970 ‐0.121 0.036 ‐0.111 0.517 0.541 0.376 23 24 15 3% HF / 12% HCl 1.50 3.7 3800 ‐0.117 0.293 11 3% HF / 12% HCl 1.65 4.1 3750 ‐0.092 0.256 3% HF / 12% HCl 1.80 4.4 3670 ‐0.051 0.225 3% HF / 12% HCl 2.10 3.9 3400 ‐0.041 0.206 3% HF / 12% HCl 2.25 5.6 3730 ‐0.186 0.187 3% HF / 12% HCl 2.40 5.6 3750 0.207 0.182 3% HF / 12% HCl 2.55 5.6 3650 0.292 0.167 3% HF / 12% HCl 2.70 5.7 3600 0.348 0.157 3% HF / 12% HCl 2.85 5.8 3400 0.404 0.129 Diagnosis Method ‐ refined  40  35  Skinfactor 30  25  20  15  10  5  0  0  0.5  1  1.5  2  Pumping time (hrs) 2.5  3  Diagnosis Method ‐ refined  !  Horizontal Wells  !  Difficult for real‐&me applica&on  !  Monitoring Treatments in Gas Wells  !  same approach for gas wells as for oil wells  !  Skin Factor by Viscous Effects and Diversion  !  Hawkin's formula  Prac&cal applica&on  10 skin 0 20 40 60 time (min) 80 100 120 Evalua?ng Diversion  50 4 45 40 skin factor 35 30 25 20 1: NH4Cl spacer 2: HCl 3: HF/HCl mud acid 4: HEC w/sand diverter 15 10 20 30 40 50 60 70 time (min) 80 90 100 110 120 Gas wells  ̶   s, apparent ̶  s, damage ̶  s, viscous Horizontal wells  6000  14  Surface Pressure  Boκom Pressure  Rate  12  5000  10  4000  12:28 12:57 13:26 13:55 14:24 14:52 15:21 15:50 16:19 3000  2000  20  40  60  Time (min)  6  80  100  80  4  70  time 1000  2  60  0  0  20  40  60  50  Skin  -1 0  8  40  30  20  10  0  0  80  Time (min)  100  120  140  160  Rate  12:00 Pressure  skin factor 120  140  160  Treatment Evalua&on  & Job Execu&on  !  Pre‐ and post‐job evalua&on  !  Opera&onal constraints, scheduling, logis&cs,  site prep, etc.  Treatment Evaluation & Job Execution Treatment Evalua&on  !  Pre‐job evalua&on ‐  !  Fluid Placement Simulator  !  Real‐&me / post‐job downhole skin predic&on /  data matching simula&on  !  Evaluate in real‐&me where the fluid is going and  how well it is removing damage  Treatment Evaluation & Job Execution Treatment Evalua&on  !  Post‐job evalua&on  !  Did pump pressure match expecta&ons?  !  Post‐job well test indicate reduc&on in skin?  !  Produc&on compare well to predicted results?  ... days - weeks day day day - days - weeks 0.5 days day - days - days - weeks - days 0.5 days day 0.5 days week day day - days day - days day - weeks day week - months Health, Safety & Environment ... Establish ‐ prior to the treatment ‐ handling and disposal procedures  Resump&on of produc&on  HSE aspects of s&mula&on  General HSE guidelines for s&mula&on  Summary  !  Matrix s&mula&on treatments are aimed at overcoming ... toilets, muster point, etc Site prepara&on‐offshore  Job execu&on  Quality control Job Execu&on   Planning Guidelines for Matrix Treatments  Time required for Data gathering (incl lab tests)