In der Anden-Vorgeländeregion im Süden Boliviens erlebte eine seit 15 Jahren in Betrieb befindliche Erdgas-Bohrung erstmals eine Verstopfung durch Ablagerungen aufgrund von Inkompatibilität zwischen den Wasserphasen verschiedener Formationen, was zu einem dramatischen Produktionsrückgang führte. Das Produktionsteam von Repsol führte nach mehreren Interventionen schließlich mit einem integrierten Sanierungskonzept die Bohrung wieder zu stabiler Produktion zurück und verlängerte den Reinigungszyklus von weniger als 3 Monaten auf über ein Jahr.
Der leitende Reservoir-Ingenieur von Repsol, Alejandro Guzmán, erläuterte auf der SPE Jahrestagung und -ausstellung (ATCE) in der Präsentation von SPE 227964, dass das Verkrustungsproblem der Bohrung durch Rohrstrang-Säurewaschungen, Zonenisolierung, Säurebehandlung in der Bohrlochnähe und Verkrustungsinhibitoren gelöst wurde. Diese Maßnahmen steigerten die Produktion von 19 MMcf/Tag auf 75 MMcf/Tag und gewährleisteten einen stabilen Betrieb über mehr als ein Jahr.
Die Bohrung W8 befindet sich im Feld W im Süden des Anden-Vorgeländebeckens in einer Tiefe von etwa 6.000 Metern und hat drei gasproduzierende Intervalle. Weniger als 3 Monate nach Inbetriebnahme fiel der Durchfluss von 70 MMcf/Tag abrupt auf 30 MMcf/Tag. Untersuchungen bestätigten, dass die Tiefenbegrenzung auf schwere Verkrustungen zurückzuführen war. Das Team wandte zunächst organische Säurewaschungen an, die die Produktion kurzzeitig wiederherstellten, die Wirkung jedoch weniger als 3 Monate anhielt.
Um eine langfristige Lösung zu finden, führte das Team einen mehrstufigen Arbeitsablauf durch, einschließlich Fluid- und Verkrustungsanalyse, Löslichkeitstests, Bewertung der Systemkompatibilität und Verkrustungsmodellierung. Die Wasseranalyse zeigte ähnliche Wasser zwischen den Formationen, Labortests bestätigten, dass steigende Temperaturen die Verkrustungsbildung verstärken. Mineralogische Analysen ergaben, dass es sich bei den Ablagerungen um Calcit handelte, der durch organische Säuren zu 98 % innerhalb von 4 Stunden aufgelöst werden konnte.
Das Team testete auf Polyacrylat basierende Verkrustungsinhibitoren und stellte fest, dass diese Ablagerungen wirksam verhindern konnten. Die Gesteins-Fluid-Kompatibilitätsanalyse unterstützte die Säurebehandlung in Bohrlochnähe, die eine tiefere Reinigung ermöglichte. Durch Modellierung mit kommerzieller Software identifizierte das Team Druckabfall, Veränderungen der Strömungsfläche und Wasserinkompatibilität als Hauptursachen für die Verkrustung.
