Day 2 5 acidising summary

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 


1

What is the general purpose of 
s5mula5on?!

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

production

2

Which are the two main goals of well 
s5mula5on? 

!  Removal of near well bore damage 
!  Increase of natural productivity

3

How are the two goals achieved? 

5

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
6 What is the most appropriate treatment for  None, no stimulation candidate

7

8

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
3


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

4


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

5


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

6


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.
7

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
8


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)

9


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