Acest studiu prezintă o evaluare cuprinzătoare a unui tratament de stimulare cu spumă acidă aplicat la Sonda orizontala din Suplacu de Barcău din Formațiunea Panonică din România, unde producția a scăzut cu 32% (7,3 până la 5 t/zi) din cauza depunerilor de carbonați și a migrării particulelor fine. Bazându-se pe un tratament de acidifiere de succes din 2019, intervenția actuală a utilizat un sistem inovator de acid spumos, care combină Dissolvine StimWell și 6% HCl cu deviere de azot, conceput pentru a aborda limitele tratamentelor anterioare. Metodologia a încorporat un proces în trei etape: pre-spălare cu solvent DEGMBE (1 m³), injecție de acid spumos (25 m³ în total) și supraspălare cu NH₄Cl (10 m³), toate livrate la rate controlate (150 L/min lichid, 15 Nm³/min N₂) pentru a menține o calitate a spumei de 74-77% sub presiunea de fractură (45 bar). Monitorizarea în timp real a presiunii și a stabilității spumei a asigurat o acoperire zonală optimă pe întregul interval perforat de 294 de metri. Rezultatele post-tratare au demonstrat o creștere a producției cu 40%, la 7 t/zi, analiza economică indicând o perioadă de amortizare <3 luni pentru investiția de 44.200 EUR. Studiul dezvoltă tehnici de stimulare cu spumă-acid prin integrarea formulărilor de fluide derivate din laborator cu metode de deviere dovedite pe teren, oferind un model replicabil pentru rezervoare de gresie cu permeabilitate ridicată (2000 mD) cu conținut de carbonat (20% CaCO₃).
This study presents a comprehensive evaluation of an acid foam stimulation treatment applied to Horizontal Well in Suplacu de Barcau in Romania’s Pannonian Formation, where production had declined by 32% (7.3 to 5 t/day) due to carbonate scaling and fines migration. Building on a successful 2019 acidizing treatment, the current intervention employed a novel foamed acid system combining Dissolvine StimWell and 6% HCl with nitrogen diversion, designed to address limitations of previous treatments. The methodology incorporated a three-stage process: DEGMBE solvent preflush (1 m³), foamed acid injection (25 m³ total), and NH₄Cl overflush (10 m³), all delivered at controlled rates (150 L/min liquid, 15 Nm³/min N₂) to maintain 74- 77% foam quality below fracture pressure (45 bar). Real-time monitoring of pressure and foam stability ensured optimal zonal coverage across the 294- meter perforated interval. Post-treatment results demonstrated a 40% production increase to 7 t/day, with economic analysis showing a <3-month payback period on the €44,200 investment. The study advances foam-acid stimulation techniques by integrating laboratory-derived fluid formulations with field-proven diversion methods, offering a replicable model for highpermeability (2000 mD) sandstone reservoirs with carbonate content (20% CaCO₃).
