Modelling and simulation of near-wellbore formation damage and inhibition process

The phenomenon of permeability reduction in the zone near a well (called formation damage or scaling) is a well-known problem in oil & gas and geothermal energy industry. Precipitation of dissolved species (such as calcite, dolomite, asphaltene, paraffin, etc.) can result in formation damage and failure in production during processing of the reservoir. Damage in the subsurface formation caused by organic and inorganic precipitation decreases the porosity and permeability, eventually reducing the production rate. When the flow pathways and pore spaces are plugged, fluid flow decreases substantially resulting in loss of efficiency in the reservoir exploitation. Quite frequently larger pumps need to be installed or the operation period is extended to meet demand. A possible solution to this problem consists in stopping the production followed by the injection of inhibiting species that slow down the precipitation process. Inhibitor injection is widely used and is an effective method to prevent the precipitation which provides a reliable long-term protection against formation scaling. In this thesis, the focus is given to the mineral precipitation. A mathematical model is built to express the precipitation and the corresponding inhibition process, starting from classical model formulations proposed in the literature. Sensitivity analysis is performed with various values for saturation index of precipitating mineral and inhibitor properties to test the efficiency of the inhibiting species. The efficiency is determined by adsorption and desorption properties of the inhibitor, and its concentration in the injection fluid. Two scenarios, namely, normal production and production with inhibitors are compared. As the key output the pressure in the well-bottom is monitored. Well-bottom pressure decreases as a result of permeability damage by the precipitation, and from the simulation it is obtained that during the production with the inhibitor this decrease is slower with respect to the normal production, which allows longer exploitation of the reservoir. The objectives of this work were suggested by the company TEA SISTEMI S.p.A., which hosted the thesis internship. Laboratory and field data are shared with the Author by CHIMEC S.p.A., a partner of TEA SISTEMI, a company designing and producing additive for the oil & gas sector.

Il fenomeno della riduzione di permeabilità del mezzo poroso nella zona circostante un pozzo (noto come formation damage o scaling) è un problema ben noto nel campo dell’industria petrolifera, del gas e della produzione di energia geotermica. La precipitazione di specie disciolte dà luogo alla formazione di materiali solidi (come calcite, dolomite, asfaltene, paraffina, ecc.) e può provocare danni al giacimento e inconvenienti nel processo di produzione. I danni causati da precipitazioni organiche e inorganiche diminuiscono la porosità e la permeabilità, riducendo così il tasso di produzione. Quando il volume disponibile all’interno del mezzo poroso viene ridotto, il flusso di fluido diminuisce sostanzialmente con conseguente perdita di efficienza di sfruttamento del giacimento. In tal caso, è piuttosto frequente la necessità di installare pompe più potenti o di allungare i tempi di estrazione. Una possibile soluzione a questo problema consiste nell'arresto della produzione seguita dall'iniezione di sostanze inibitrici che rallentano il processo di precipitazione. L'iniezione dell'inibitore è un metodo ampiamente utilizzato ed efficace per prevenire la formazione di precipitati solidi, ed esso fornisce una protezione affidabile a lungo termine contro il ridimensionamento della formazione. In questa tesi, l'attenzione è rivolta alla precipitazione di minerali. A partire dalle formulazioni matematiche classiche documentate in letteratura, è stato sviluppato un modello matematico con l’obiettivo di descrivere sia il processo di precipitazione e che il corrispondente processo di inibizione. Per verificare l’efficacia di differenti specie inibenti, è stata eseguita un’analisi di sensitività basata sia sui valori degli indici di saturazione, calcolati tramite simulazione numerica della precipitazione dei minerali, sia sulla variazione delle proprietà delle specie inibenti. Il grado di efficienza del trattamento è determinato dalle proprietà di adsorbimento e desorbimento dell’inibitore e dalla sua concentrazione nel fluido di iniezione. Nelle simulazioni vengono confrontati due schemi produttivi, vale a dire la normale produzione senza utilizzo di inibitori e la produzione con inibitori. L’indicatore utilizzato per determinare l’efficienza del processo è stata la pressione sul fondo del pozzo: la pressione infatti diminuisce in seguito alla riduzione di permeabilità causata dalle precipitazioni. Le simulazioni evidenziano che, durante la produzione con l'inibitore, questa diminuzione risulta più lenta rispetto alla produzione normale, risultato che consente uno sfruttamento più proficuo del giacimento. Gli obiettivi di questo lavoro sono stati proposti dalla società TEA SISTEMI S.p.A., azienda nella quale è stato svolto il tirocinio di tesi. I dati di laboratorio e di campo sono invece stati condivisi con l'autrice da CHIMEC S.p.A., azienda partner di TEA SISTEMI, impegnata nella progettazione e produzione di additivi per il settore petrolifero e del gas.