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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO FERNANDA SILVA PEREIRA COMPARAÇÃO DE TRATAMENTO DE INCRUSTAÇÃO ATRAVÉS DE ACIDIFICAÇÃO Niterói,RJ 2016
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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
FERNANDA SILVA PEREIRA
COMPARAÇÃO DE TRATAMENTO DE INCRUSTAÇÃO ATRAVÉS DE ACIDIFICAÇÃO
Niterói,RJ
2016
FERNANDA SILVA PEREIRA
COMPARAÇÃO DE TRATAMENTO DE INCRUSTAÇÃO ATRAVÉS DE ACIDIFICAÇÃO
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia de
Petróleo da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial para a
obtenção do grau de Bacharel em
Engenharia de Petróleo.
Orientador:
Profa. Juliana Souza Baioco
Niterói, RJ
2016
FERNANDA SILVA PEREIRA
COMPARAÇÃO DE TRATAMENTO DE INCRUSTAÇÃO ATRAVÉS DE ACIDIFICAÇÃO
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia de
Petróleo da Universidade Federal
Fluminense, como requisito parcial para a
obtenção do grau de Bacharel em
Engenharia de Petróleo.
Aprovado em 07 de julho de 2016
Niterói, RJ
2016
AGRADECIMENTOS
Agradeço, primeiramente, a Deus pela vida, saúde e paz. Porque de Ele, por Ele e
para Ele são todas as coisas.
Aos meus pais, pelo amor, incentivo e apoio incondicional, pela determinação e luta
na minha formação, e por todo cuidado e atenção durante toda minha vida.
Aos meus amigos pelo incentivo, e por sempre torcerem pelas minhas conquistas.
Em especial a Raquel, minha amiga e irmã de quase toda vida. E ao Lucas, meu melhor
amigo e quem eu escolhi para compartilhar a minha vida.
Aos colegas de turma por todos os momentos compartilhados, alguns bons e outros
não tão bons assim, mas todos com muita parceria e bom humor, e com a certeza que serão
excelentes profissionais. Em especial, Aquiles, Arthur, Louise e Vinicius, que levo comigo
como irmãos.
A minha orientadora Juliana Baioco, pelo tempo, pelo suporte, correções e incentivos
todos compartilhados da melhor maneira possível.
Aos membros dessa banca, que disponibilizaram tempo e tiveram interesse pelo meu
trabalho. Em especial, ao Pablo Bartholo, profissional que tive a grata oportunidade de
conhecer e trabalhar na mesma equipe, muito obrigada pelos ensinamentos e paciência, e
por ter me mostrado o profissional em que quero me espelhar.
E a todos que direta ou indiretamente fizeram parte da minha formação, o meu muito
obrigado.
“Porque Deus amou o mundo de tal maneira que
deu o seu Filho unigênito, para que todo aquele
que nele crê não pereça, mas tenha a vida
eterna.”
(João 3:16)
RESUMO
A estimulação é uma operação realizada com o principal objetivo de aumentar a
produtividade ou injetividade dos poços, podendo viabilizar a exploração de um campo de
petróleo. As operações de estimulação aumentam a permeabilidade da formação através da
criação de canais condutivos ou através da remoção do dano. Dentre as operações de
estimulação, encontra-se a acidificação matricial, que consiste na injeção de soluções
ácidas abaixo da pressão de fratura da formação. A produção dos poços pode ser
melhorada significativamente se a operação de acidificação for projetada adequadamente. O
objetivo desse trabalho é fornecer uma visão integrada dos processos necessários para uma
abordagem sistemática do tratamento de acidificação de matriz, apresentando os modelos
que podem alcançar os melhores resultados. Esse trabalho também se propõe a apresentar
uma análise comparativa de dois casos da aplicação desse tipo de operação na dissolução
de incrustação ocasionada por sulfato de bário.
Palavras-chave: Estimulação de poços, Acidificação Matricial, Incrustação, Sulfato de Bário.
ABSTRACT
Stimulation is an operation performed with the main objective to increase productivity
or injectivity of the wells, which may facilitate the exploitation of an oil field. Stimulation
operations increase the formation permeability by creating conductive channels or through
the damage removal. Acidizing is one of the operations of well stimulation, consist in inject
acid solutions in the formation under fracture formation pressure. The production wells may
be improved significantly if the treatment is properly designed. The objective of this work is to
provide an integrated view of the processes necessary for a systematic approach to matrix
acidification treatment, with models that can achieve the best results. This work also aims to
present a comparative analysis about two cases of applying this type of operation in the
dissolution of scale caused by barium sulfate.
Keywords: Wells Stimulation, Matrix Acidification, Scale, Barium Sulfate.
LISTA DE FIGURAS
Figura 3.1 Formação de Wormholes durante a dissolução de HCl.............................. 31
Figura 4.1 Orientações para seleção de candidatos.................................................... 39
Figura 4.2 Árvore de decisão para estimulação........................................................... 44
Figura 4.3 Sistema para seleção do fluido de tratamento............................................ 45
Figura 4.4 Evolução do efeito skin em um poço horizontal tratado usando a técnica bullhead.........................................................................................................
56
Figura 4.5 Evolução do efeito skin em um poço horizontal tratado usando a técnica coiled tubing de colocação de tubulação enrolada com um desviador de ácido gel reticulado temporária...................................................................
57
Figura 4.6 Evolução do efeito skin com desviador......................................................... 61
Figura 5.1 Incrustação em uma tubulação de descarte de água (P-40)........................ 64
Figura 6.1 Comparação da dissolução de barita em 35% de EC6475A entre 93 °C e 40 °C............................................................................................................
72
Figura 6.2 Bário em solução durante a dissolução da Amostra A.................................. 74
Figura 6.3 Bário em solução durante a dissolução da Amostra B.................................. 75
Figura 6.4 Concentração de Bário durante a dissolução do SD3 na temperatura de 50 °C.............................................................................................................
77
Figura 6.5 Concentração de Bário durante a dissolução do SD3 na temperatura de 80 °C.............................................................................................................
78
Figura 6.6 Interpolação da Concentração de Bário durante a dissolução do SD3 para a temperatura de 60 °C.................................................................................
79
Figura 6.7 Comparação entre as dissoluções de bário com os dissolventes EC6475A e SD3..........................................................................................
81
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 Calendário de bombeio de um poço com reservatório de carbonato.....................................................................................................
54
Tabela 4.2 Sequência típica de tratamento para arenitos............................................. 55
Tabela 6.1 Dissolvente de Sulfato de Bário.................................................................. 70
Tabela 6.2 Solvente Mútuo............................................................................................ 71
Tabela 6.3 Composição A e B usadas no Teste........................................................... 73
Tabela 6.4 %Dissolução em cada amostra..................................................................... 74
Tabela 6.5 Concentrações de Bário nas dissoluções do SD3 a 50,80 e 60 °C............ 80
Tabela 6.6 Concentrações de Bário na dissolução do SD3 à 60 °C............................... 80
LISTA DE ABREVIAÇÕES
ADCO Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations
BOPD Barris de Óleo por Dia
DRX Difração de raios-X
EDTA Ethylenediamine tetraacetic acid
HDTP acid High-Temperature Deep-Penetrating Acid System
RDF Reservoir Drilling Fluids
RMN Ressonância Magnética Nuclear
SEM Microscopia Eletrônica de Varrimento
ICP Plasma Indutivamente Acoplado
IP Índice de Produtividade
IP/h Índice de Produtividade por Espessura Líquida
PTA Análise de Transiente de Pressão
ROR Taxa de Retorno
ROI Retorno sobre o Investimento
VPL Valor Presente Líquido
PVS Polivinil Sulfonato
AA Absorção Atómica
ppm Partes por milhão
LISTA DE SIGLAS
M Mol/L
HAc Ácido Acético
HCl Ácido Clorídrico
HF Ácido Fluorídrico
AIF3 Fluoreto de Alumínio
Si Silício
Al Alumínio
Va Volume mínimo requerido da solução ácida
Vm Volume de minerais a serem removidos
Vp Volume de poros inicial
ra Raio de tratamento do ácido
rw Raio do poço
Φ Porosidade
cm Conteúdo mineral
qi,máx Máxima vazão de injeção
K Permeabilidade da formação
H Espessura da pay zone
Pb Pressão de quebra (breakdown)
P Pressão média reservatório
ΔPsafe Margem de segurança para não fraturar a formação
µa Viscosidade da solução ácida
re Raio de drenagem
S Skin
Psi Pressão de injeção na superfície
Pwf Pressão no fundo do poço em fluxo
ΔPh Perda de carga hidrostática
ΔPf Perda de carga friccional
Ρ Massa específica da água
Q Máxima vazão de injeção
µ Viscosidade da solução ácida
L Espessura da pay zone
D Diâmetro interno
Β Poder de dissolução gravimétrico da solução ácida
Ca Concentração do ácido
vm Número estequiométrico do mineral
va Número estequiométrico do ácido
X Poder de dissolução volumétrico da solução ácida
ρa Massa específica da solução ácida
ρm Massa específica do mineral
De Coeficiente de difusão efetiva
Q Vazão
L Comprimento da garganta do poro
A Constante que depende do núcleo do carbonato
S Efeito de skin ou fator de película
K Permeabilidade da formação
H Espessura da formação
q Vazão de produção ou de injeção
𝜇𝑜 Viscosidade do óleo no reservatório
Δ𝑃𝑠𝑘𝑖𝑛 Queda de pressão devida ao efeito de película
Ks Permeabilidade da região danificada
𝑟s Raio da região danificadado poço
𝑟𝑤 Raio do poço
Pr Pressão de reservatório média
Pwf Pressão de fluxo no fundo do poço
h Espessura do reservatório
Pe Pressão externa constante do reservatório
B Fator volume formação
Fe+3 Ferro III
$n Receita deduzida as despesas incrementais e impostos
n Período de tempo em que é recebido
i Taxa de interesse
KOH Hidróxido de potássio
SUMÁRIO
1. Introdução ....................................................................................................................................... 14
2. Revisão Bibliográfica ..................................................................................................................... 16
3. Aspectos Teóricos ......................................................................................................................... 20
3.1. Operações de Estimulação ................................................................................................... 20
3.1.1. Fraturamento Hidráulico ................................................................................................. 20
3.1.2. Fraturamento Ácido ......................................................................................................... 20
3.1.3. Acidificação Matricial ...................................................................................................... 21
3.2. Acidificação do Arenito .......................................................................................................... 21
3.2.1. Interação Ácido-Rocha para formações areníticas .................................................... 22
3.2.2. Volume de ácido requerido ............................................................................................ 23
3.2.3. Vazão de injeção do ácido ............................................................................................. 24
3.2.4. Pressão de injeção .......................................................................................................... 24
3.3. Acidificação de Carbonatos .................................................................................................. 25
3.3.1. Interação Ácido-Rocha para formações carbonáticas ............................................... 26
3.3.2. Volume de Ácido Requerido .......................................................................................... 27
3.3.3. Wormholes........................................................................................................................ 27
3.4. Aditivos utilizados nos fluidos de acidificação .................................................................... 29
3.4.1. Inibidores de corrosão .................................................................................................... 29
3.4.2. Surfactantes .................................................................................................................... 30
3.4.3. Agentes sequestrantes .................................................................................................. 30
3.4.4. Agentes divergentes ....................................................................................................... 30
3.5. Dano à Formação ................................................................................................................... 31
3.5.1. Tipos de dano .................................................................................................................. 32
4. Operação de Acidificação ............................................................................................................. 35
4.1. Seleção do poço candidato ................................................................................................... 35
4.1.1. Identificação de poços de baixa produtividade e candidatos à estimulação ......... 35
4.1.2. Impacto do dano à formação na produtividade .......................................................... 38
4.1.3. Avaliação Econômica Preliminar................................................................................... 39
4.2. Caracterização de dano à formação .................................................................................... 40
4.3. Determinação da técnica de estimulação ........................................................................... 41
4.4. Projeto do Tratamento ........................................................................................................... 42
4.4.1. Seleção dos fluidos de tratamento ............................................................................... 42
4.4.2. Aditivos utilizados nos fluidos de acidificação ............................................................ 46
4.4.3. Compatibilidade entre o ácido e a formação............................................................... 47
4.4.4. Estratégias para seleção de ácidos para carbonatos ................................................ 48
4.4.5. Estratégias para seleção de ácidos para arenitos ..................................................... 49
4.5. Estratégia de bombeio ........................................................................................................... 50
4.5.1. Tipos de Projeto ............................................................................................................... 50
4.5.2. Cronograma de bombeio ................................................................................................ 52
4.5.3. Estratégia de colocação ................................................................................................. 53
4.6. Avaliação Econômica ............................................................................................................. 55
4.7. Avaliação do Tratamento ....................................................................................................... 56
4.7.1. Monitoramento da evolução do efeito skin durante o tratamento ............................ 57
4.7.2. Avaliação de Pós-Tratamento ....................................................................................... 59
5. Caracterização de Incrustação .................................................................................................... 61
5.1. Causas da Incrustação .......................................................................................................... 62
5.2. Danos causados ..................................................................................................................... 63
5.3. Tratamento de poços sujeitos a incrustação ...................................................................... 64
5.4. Processo de formação de incrustação de BaSO4 ............................................................. 64
5.4.1. Caracterização da Água do Mar ................................................................................... 64
5.4.2. Caracterização da Água de Formação ........................................................................ 65
5.4.3. Caracterização do BaSO4 .............................................................................................. 65
6. Estudo de caso ........................................................................................................................... 67
6.1. Estudo em Bijupirá e Salema ................................................................................................ 67
6.1.1. O laboratório ..................................................................................................................... 68
6.1.2. Químicos ........................................................................................................................... 68
6.1.3. Metodologia do Teste ..................................................................................................... 69
6.1.4. Amostragem e Análise.................................................................................................... 71
6.2. Estudo em campo do Mar do Norte ..................................................................................... 73
6.2.1. Metodologia do Teste ..................................................................................................... 74
6.2.2. Amostragem e Análise.................................................................................................... 75
6.2.3. Resultados do Teste Estático ........................................................................................ 75
6.3. Resultados ............................................................................................................................... 78
7. Conclusão ................................................................................................................................... 81
8. Referências Bibliográficas ........................................................................................................ 83
14
1. Introdução
Grande parte de nossas necessidades energéticas atuais são atendidas através do
uso de hidrocarbonetos, tais como petróleo, gás natural e condensados, que são produzidos
a partir de reservatórios. Os custos para produção desses hidrocarbonetos são altos, por
isso, para ter uma produção economicamente viável é necessário garantir uma alta
recuperação com os menores custos possíveis. Quando a receita gerada com produção dos
hidrocarbonetos é menor do que os custos de extração, o poço pode ser temporariamente
ou permanentemente fechado, pois, nesse caso, a produção gera prejuízo.
Normalmente, um poço de petróleo é fechado ou abandonado quando menos de um
terço da quantidade de óleo original do reservatório é recuperado, porque ele se torna
economicamente inviável para a continuidade da operação do poço. Este óleo não
recuperado é um recurso perdido e, por isso, as propostas com técnicas para estimular as
taxas de produção e, consequentemente, aumentar a recuperação final de óleo de
reservatórios têm crescido.
A produtividade de petróleo pode decair ao longo do tempo por diversas razões, por
exemplo: diferencial de pressão insuficiente entre o poço e o reservatório, obstrução do
escoamento entre o reservatório e o poço, mobilidade do óleo é restringida devido a efeitos
de permeabilidade relativa. Algumas práticas de produção, como injeção de água, gás e
similares, são realizadas para a manutenção da pressão do reservatório.
A estimulação de poços é uma operação que tem sido utilizada em larga escala para
aumentar a produtividade ou injetividade de um poço de petróleo. Esse tipo de operação
aumenta a permeabilidade da formação através da criação de canais condutivos ou através
da remoção do dano (skin ou efeito de película). Os principais métodos de estimulação são
o fraturamento hidráulico, a acidificação matricial e o fraturamento ácido.
No presente trabalho, destaca-se a acidificação matricial, operação na qual uma
solução ácida é bombeada para um reservatório a fim de dissolver minerais da rocha de
formação e incrustação para estimular taxas de produção/injeção dos poços. A acidificação
matricial é eficiente em poços que possuem danos solúveis em ácido.
A operação de acidificação matricial pode ser aplicada tanto em arenitos quanto em
carbonatos, mas os objetivos do tratamento nos dois tipos de operação são diferentes. No
caso dos arenitos, a finalidade é remover o dano na área próxima ao poço. Neste tratamento
é, geralmente, utilizado como solução principal uma mistura ácida de HCl (Ácido Clorídrico)
e HF (Ácido Fluorídrico). E no caso dos carbonatos, a operação visa ultrapassar a região
com dano através da criação de canais de condutividade que aumentam o fluxo de
15
hidrocarbonetos do reservatório para o poço. Neste tratamento é, normalmente, utilizado
HCl como solução principal.
O dano à formação é um fator decisório da aplicação da operação de acidificação.
Ele pode ser definido como a diminuição da permeabilidade da zona produtora, e pode ser
causado por toda cadeia produtiva de petróleo. Compreender as causas raízes do dano, e
gerenciá-los é fundamental, pois por meio dessa caracterização é realizada a escolha do
tipo de operação e fluido ideais.
Este trabalho concentra-se em expor os passos da operação de acidificação, desde
a seleção dos candidatos à avaliação realizada pós-tratamento. A seleção do candidato é
um estágio critico da operação, pois apesar do objetivo final do tratamento ser o aumento da
produtividade, o poço identificado como baixa produção não é suficiente para a realização
do tratamento. Essa baixa produtividade pode estar relacionada a características inerentes
do reservatório. Vale ressaltar que a aprovação da operação depende de uma avaliação
econômica favorável, ou seja, o ganho relacionado com o tratamento é maior que os custos.
Além do aumento da produtividade dos poços, o uso de ácidos pode compreender
também a prevenção, adiamento ou remediação de problemas de incrustação (scale). Este
tipo de problema ocorre frequentemente no poço e suas vizinhanças, e apresenta prejuízos
consideráveis para a produção. Sendo assim, as técnicas que inibem e remediam as
deposições indesejadas são bastante utilizadas na indústria. Mudanças de temperatura ou
pressão, saída de gás, mudança de pH e contato com água incompatíveis são os principais
motivos de deposição de scale.
A injeção de água como método de recuperação secundário é uma prática muito
comum nos campos, a fim de manter a pressão do reservatório. Geralmente, é utilizada a
água do mar para a injeção devido a sua abundância e disponibilidade principalmente em
campos offshore. A água do mar possui suas características inerentes, e destaca-se a
presença de íons como o de sulfato (SO4-2). A água de formação está trapeada no
reservatório desde a sua formação, destaca-se a presença de sais dissolvidos como o bário.
A mistura dessas águas favorece a deposição de scale, como por exemplo, o sulfato de
bário, composto insolúvel e de complexa remoção. Esse é o caso do campo Bijupirá e
Salema, localizado na Bacia de Campos. Utiliza-se o sistema de injeção de água do mar, e
a mistura das águas incompatíveis gera incrustação de BaSO4. Então, neste trabalho é
estudado o método de remoção de scale - injeção de químicos - utilizado neste campo e que
tem trazido benefícios comprovados. Além disso, é feito uma análise comparativa do pacote
de dissolvente utilizado em Bijupirá e Salema com o tratamento utilizado em um campo do
Mar do Norte encontrado na literatura.
16
2. Revisão Bibliográfica
Na literatura existem muitos trabalhos que descrevem as operações de acidificação,
seus objetivos, benefícios e as melhores técnicas. Nesse capítulo se fará uma breve revisão
bibliográfica de trabalhos sobre os tratamentos de acidificação.
Bergosh & Eniss (1981) realizaram um estudo de laboratório em que foram
simuladas condições geotérmicas in-situ para identificar os mecanismos responsáveis pelo
declínio da permeabilidade (fração de espaços vazios em uma rocha em relação ao volume
total da rocha). Também foram discutidos os efeitos das operações de perfuração e
produção sobre a permeabilidade da formação. As amostras foram retiradas de um poço
específico de Imperial Valley, Califórnia. Nesse trabalho foram descritas os aparatos,
procedimentos e resultados.
Essa pesquisa indicou algumas conclusões, por exemplo, a permeabilidade do
arenito é significativamente afetada pelo fluxo de fluidos sintéticos. A argila dispersa dentro
dos poros cria obstruções, reduzindo a permeabilidade. A dissolução de carbonato pode
permitir a liberação de finos que são transportados pelo fluido e contribuem para o bloqueio.
Os resultados dos testes indicaram que a permeabilidade pode ser severamente prejudicada
de forma irreversível. Uma vez que este processo depende das argilas presentes dentro dos
espaços dos poros, do equilíbrio do fluido nos poros, e possivelmente da velocidade, é difícil
extrapolar este comportamento, mas é provável obter comportamento semelhante em outros
reservatórios de baixa salinidade, e com a matriz dominada de arenitos.
Sengul&Remisio (2002) escreveram um artigo com o objetivo de fornecer um
material para projetistas de estimulação matricial quantificarem dano à formação, seleção de
fluidos para reservatórios carbonáticos e projeto e local adequado para tratamento. Para
isso, eles delinearam os fatores causadores de dano no reservatório, explicitando o que é
considerado dano, os tipos de tratamentos ácidos – imersão e agitação (soaking and
agitation), acidificação matricial e fraturamento ácido, as características dos ácidos e suas
atuações nos sistemas. Um tópico explorado foi o conceito de número de Damköhler, Da,
que governa a reação de formação dos wormholes.
O artigo promoveu um estudo de caso nos poços da Abu Dhabi Company for
Onshore Oil Operations (ADCO). Nesse projeto foram coletadas 287 amostras dos principais
campos produtores e injetores da ADCO, sendo esses reservatórios de carbonato. Como
resultado, o time de trabalho compilou material suficiente para criar o Manual de Acidificação
de Carbonatos dos campos da ADCO.
17
A conclusão do trabalho foi que a melhora na produtividade pode ser alcançada
desenvolvendo soluções baseadas em temperatura, fraturas naturais, permeabilidade,
porosidade, litologia do reservatório, geometria, tipo e finalidade do poço e tipo de
completação.
Fredd&Floger (1996) descreveram a aplicação do EDTA (Ethylenediamine tetraacetic
acid) na acidificação de carbonatos e compararam os resultados de experimentos de
testemunhos com testes de EDTA, HAc (Ácido Acético) e HCl.
Foram feitos três experimentos: Análise Coreflood, Radiografia com Nêutrons e
Teste de Lama. No primeiro deles, foram testadas amostras de arenito de 1,5 polegadas de
diâmetro, com injeção de 0,25M (mol/L) de EDTA e 0,5M de HAc e HCl. Radiografia com
Nêutrons foi usada para mostrar as estruturas dos wormholes formados durante os vários
experimentos de coreflood. Testes de Lama foram conduzidos para determinar a quantidade
relativa de formação de precipitados asfálticos quando o óleo estava em contato com 0,25M
EDTA, 15% HAc e 15% HCl. O óleo usado foi obtido de um campo do oeste do Texas.
Muitas conclusões foram obtidas desses testes, algumas delas são: o EDTA é capaz
de formar wormholes em calcário quando injetado com pH entre 4 e 13. EDTA e HAc
estimulam de forma mais eficiente que o HCl quando injetado em taxas maiores de 0,1
cm³/min. Um benefício adicional de EDTA é que os inibidores de corrosão podem ser
dispensados para a solução alcalina de EDTA até 204°C. Assim, a utilização de EDTA como
um fluido de estimulação pode eliminar a necessidade de aditivos de ácidos complexos e
dispendiosos.
Feng et al. (2011) apresentaram nesse trabalho um novo sistema ácido High-
Temperature Deep-Penetrating Acid System (HDTP acid). Em formações areníticas é,
geralmente, usado como mud acid uma mistura convencional de HCl e HF. Mas,
desvantagens como taxas de reação muito rápidas, precipitação e desconsolidação da
matriz restringem o uso desse sistema ácido. Comparando o ácido HDPT com o sistema
ácido convencional, o primeiro penetra mais profundamente na formação pela geração de
HF a uma taxa mais lenta, e é composto por fosfato e fluoreto de sódio. Um novo inibidor de
corrosão foi desenvolvido, o que torna o ácido HDTP adequado para formações com
elevadas temperaturas como 356ºF.
O ácido HDTP foi usado em 23 poços offshore da China, e em 22 desses poços os
trabalhos de estimulação foram considerados eficazes. Em apenas um, não foram
detectadas nenhuma melhora ou piora na produção depois da acidificação. Desses poços,
cinco são de alta temperatura/baixa permeabilidade, e dois de alta permeabilidade. Embora
esse sistema tenha sido utilizado e desenvolvido na China, pode ser levado para qualquer
18
outro local e utilizado em formações com as mesmas características. Após o tratamento, o
tempo médio para os poços voltarem às taxas de produção antes do tratamento foi de um
ano.
Este novo sistema ácido desenvolvido é superior as formulações existentes para
acidificação de arenito. O ácido HDTP, como um ácido organo fosfônico, quimicamente
modificado, penetra profundamente com lenta taxa de reação, boa inibição de precipitação e
mitigação da corrosão.
Clack et al. (1982) descreveram um novo sistema ácido, composto por ácido
fosfórico e outros aditivos, denominado P.P.S.A, que tem sido desenvolvido na tentativa de
tornar a estimulação ácida mais profunda em formações de arenitos. Também, foi feito uma
revisão das propriedades dos ácidos e suas interações com a formação.
O trabalho apresentou um estudo de caso mostrando a efetividade do tratamento
com o P.P.S.A. O caso foi na formação Rio Negro na Venezuela. Esse novo sistema ácido
foi testado depois de inúmeras tentativas de tratamento de estimulação com diferentes tipos
de ácidos sem apresentar nenhuma melhoria da produção. O projeto foi de 10 bbl de diesel,
seguido de 140 gal/ft de P.P.A.S, seguido de 200 gal/ft de P.P.A.S/HF, seguido de 100 gal/ft
de P.P.S.S e finalmente 200 bbl de diesel. Esse tratamento trouxe um aumento de produção
de 250 BOPD (barris de óleo por dia) para 1350 BOPD.
O uso desse novo sistema ácido provou ser efetivo em muitos desafios da
estimulação de matriz em formações areníticas. Foram apresentados como benefícios do
sistema: o retardo da reação ácido-rocha permitindo maior penetração na matriz,
seletividade por minerais silicatos mesmo na presença de minerais calcários, baixas taxas
de corrosão, pacote compatível que dificilmente requer o uso de aditivos adicionais.
Zhou et al. (2013) analisou sistemas ácidos (HF e ácido fosfônico) com diferentes
concentrações de HF para avaliar a solubilidade de vários minerais de argila (caulinita,
bentonita, clorito, e ilita), e em destaque o efeito da força do ácido, o tempo de reação, e da
temperatura sobre o rendimento de soluções ácidas para arenitos. A mistura de ácido
regular, composto de HCl e HF, tem sido amplamente utilizada para remover os danos em
formações areníticas. No entanto, muitos problemas podem ocorrer durante os tratamentos
de estimulação com este ácido.
A Microscopia Eletrônica de Varredura (SEM) e Difração de raios-X (DRX) foram
usados para identificar os produtos da reação. As concentrações dos cátions chaves foram
analisadas por Plasma Indutivamente Acoplado (ICP). Ressonância Magnética Nuclear
(RMN) foi utilizada pela primeira vez para determinar a reação desses sistemas ácidos com
minerais de argila. Nenhum precipitado AIF3 (Fluoreto de Alumínio) foi identificado por
19
análise SEM dos precipitados. A reação secundária entre argilas e HF ocorreu a altas
temperaturas e, como resultado, a razão de Si/Al (Silício/Alumínio) diminuiu. Os resultados
de RMN mostraram que todo o HF na solução do sistema ácido reagiu com argilas numa
proporção em peso de 10:1, enquanto HF foi detectada nessa mesma solução depois de
reagir com as partículas de argila durante 24 horas à mesma proporção em peso.
A interação do sistema ácido com quatro minerais de argila foi analisada como uma
função da concentração do ácido, o tempo de reação, e temperatura. As seguintes
conclusões podem ser tiradas a partir deste estudo: os minerais de argila liberam diferentes
quantidades e tipos de cátions quando tratado com os sistemas ácidos. A solubilidade
depende da concentração do ácido, do tempo de reação e temperatura. A reação
secundária entre caulinita e HF torna-se mais rápida a altas temperaturas e, como resultado,
a razão de Si / Al diminui. Não foi identificado AlF3 precipitado pelo SEM e EDS
(Espectroscopia de Raio X) depois de minerais de argila reagirem com o sistema ácido à
temperatura ambiente durante 24 horas.
20
3. Aspectos Teóricos
Nesse capitulo, é feita uma exposição dos principais conceitos envolvendo as
operações de estimulação e dano à formação.
3.1. Operações de Estimulação
O principal objetivo dos tratamentos de estimulação é aumentar a produtividade dos
poços de óleo e gás, ou no caso dos poços injetores, a injetividade. Essa finalidade pode ser
alcançada removendo ou ultrapassando qualquer dano na região próxima do poço, ou
aumentando a condutividade através de fraturas que melhoram o fluxo do reservatório para
o poço.
Thomas et al. (2001) definiram “estimulação” como o conjunto de atividades que
visam aumentar o índice de produtividade ou injetividade do poço. Os métodos mais
utilizados são: o fraturamento hidráulico e a acidificação de matriz. O fraturamento também
pode ser realizado com fluidos ácidos, sendo assim denominado de “fraturamento ácido”.
3.1.1. Fraturamento Hidráulico
O processo consiste no bombeamento de um fluido de fraturamento, com um
elevado diferencial de pressão, aplicado contra a rocha reservatório até a sua ruptura. A
fratura iniciada no poço se propaga através da formação pelo bombeio de um volume de
fluido, acima da pressão de fratura da rocha. A fim de evitar que a fratura formada se feche
após o fim do bombeio é injetado um agente de sustentação juntamente com o fluido de
fraturamento. Esse caminho criado facilita o fluxo de fluidos do reservatório para o poço e
vice versa.
O fraturamento hidráulico não altera a permeabilidade natural da rocha-reservatório.
Mas, aumenta o índice de produtividade do poço, e é uma das técnicas mais utilizadas para
aumentar a produtividade dos poços.
3.1.2. Fraturamento Ácido
Nesse tratamento, uma solução ácida é injetada com uma pressão superior a
pressão de fratura da formação. Esse processo leva à falha da formação gerando a fratura.
A injeção contínua do fluido aumenta o comprimento e a largura da fratura. O ácido injetado
21
reage com a parede da fratura criando canais de fluxo que se mantêm abertos mesmo
depois da interrupção da injeção. O fraturamento ácido geralmente é utilizado em formações
carbonáticas. Esse tratamento pode ser utilizado com o propósito de ultrapassar um dano
existente ou melhorar a condutividade hidráulica em formações não danificadas.
3.1.3. Acidificação Matricial
O tratamento consiste na injeção de uma solução ácida com pressão inferior a
pressão de fraturamento da formação. A solução dissolve minerais da rocha para remover o
dano à formação, recuperando a permeabilidade em arenitos ou aumentando a
permeabilidade na seção radial do poço de carbonatos.
Os tratamentos com ácido são variados: além do tratamento matricial de carbonatos
e arenitos, pode-se realizar a limpeza de canhoneados obstruídos, limpeza e lavagem de
colunas de perfuração e produção e etc.
A acidificação matricial é efetiva em formações de alta permeabilidade, e nos casos,
em que a obstrução é ocasionada por material solúvel em ácido. Em formações de baixa
permeabilidade, o tratamento mais indicado é o fraturamento hidráulico.
O ácido é consumido muito rapidamente, devido a forte reação do mesmo com a
formação. O controle dessa reação é um dos pontos mais críticos desse tratamento.
3.2. Acidificação do Arenito
O objetivo da operação de acidificação do arenito é remover o dano perto do poço,
quando este realmente afeta a produtividade. A seleção, o tipo e a concentração do ácido
dependem dos minerais presentes na formação.
O projeto básico sugerido para tratamento típico de arenito é (Kalfayan, 2000):
1º estágio – preflush: 15% em peso de HCl
2º estágio – mud acid: 3% em peso de HF e 12% em peso de HCl
3º estágio – overflush: 3%-8% em peso de NH4Cl ou 3%-5% de HCl em todos os
poços seguidos por nitrogênio (poços de gás), querosene (poços de óleo) ou 5% de HCl
(poços de injeção de água).
O tratamento preflush dissolve os carbonatos, além de empurrar o fluido da formação
para atuação posterior do mud acid e preparar a formação reduzindo o pH.
O mud acid é o tratamento principal, atua dissolvendo o dano para aumentar a
permeabilidade da região em volta do poço.
22
O overflush previne a precipitação secundária perto do poço, e é normalmente
composto por soluções de cloreto de amônio, HCl em baixas concentrações, ácido acético
ou solventes.
3.2.1. Interação Ácido-Rocha para formações areníticas
Em arenitos o objetivo principal da acidificação é remover danos formados por
minerais que plugueiam a região radial próxima ao poço. Bentonita, calcita, dolomita e
quartzo são exemplos de minerais presentes nos poros do arenito. Os ácidos mais utilizados
para dissolver esses minerais são HCl (ácido clorídrico) e HF (ácido fluorídrico), conhecido
como mud acid. Em arenitos com elevado percentual de calcário, entre 15-20%,
normalmente o HF pode não ser utilizado. As reações do mud acid com o arenito são
descritas por Thomas&Morgenthaler (2000), sendo a reação primária do HF com os grãos
de quartzo mostrada nas Equações (1) e (2).
SiO2 + 4 HF ↔ SiF4 + 2 H2O (1)
SiF4 + 2 F ↔ SiF6−2 (2)
A reação com aluminossilicatos é mostrada pela Equação (3):
𝑀𝑧𝐴𝑙𝑥𝑆𝑖𝑦𝑂(𝑧2
+3𝑥2
+2𝑦) + 6(x + y)HF
→ xAl𝐹6−3 + y𝐻2Si𝐹6 + y𝐻2Si𝐹6
+ (𝑧
2+
3𝑥
2+ 2𝑦 ) 𝐻2O + (3x − z)𝐻+ + z𝑀+
(3)
Onde: M é um metal como Na+ ou K- e x,y,z são coeficientes estequiométricos.
A reação produz AlF6-3 e H2SiF6 que continua reagindo com os aluminossilicatos para
formar a sílica gel na superfície da argila. As reações que se processam durante a
acidificação de arenitos, geram muitos subprodutos, com elevado potencial para pluguear os
poros da rocha, promovendo a ocorrência de um dano, de maneira que o controle dessas
reações é imprescindível.
23
3.2.2. Volume de ácido requerido
3.2.2.1. Preflush
O volume de ácido do preflush é geralmente determinado com base no volume de
vazios. Assim, o volume mínimo requerido é definido pela equação (4).
Va =
𝑉𝑚
𝑋 + Vp + Vm (4)
Onde:
Va = volume mínimo requerido da solução ácida [ft3];
Vm = Volume de minerais a serem removidos [ft3];
Vp = volume de poros inicial [ft3]
X = poder de dissolução volumétrico da solução ácida [ft3 mineral/ ft3 solução]
Vm = π (𝑟𝑎2 − 𝑟𝑤
2) (1 – ϕ) 𝑐𝑚 (5)
Vp = π (𝑟𝑎2 − 𝑟𝑤
2) ϕ (6)
Onde:
ra = raio de tratamento do ácido [ft];
rw = raio do poço [ft];
ϕ = porosidade;
cm = conteúdo mineral.
O volume básico sugerido para fase preflush em arenitos é de 25-200 gal/ft
(Kalfayan, 2000).
3.2.2.2. Mud Acid
O volume ácido requerido para o tratamento principal depende da mineralogia e do
tipo de força do ácido utilizado. O volume básico sugerido por (Kalfayan, 2000) é:
HCl Acid: 50 – 200 gal/ft
HF Acid: 75 – 100 gal/ft
24
3.2.2.3. Overflush
McLeod&Norman (2000) definiram que o volume de overflush deve deslocar o fluido
Mud Acid de 3 a 4 ft de distância a partir do poço.
3.2.3. Vazão de injeção do ácido
O critério de seleção da vazão de injeção do ácido é baseado na dissolução e
remoção do mineral e na dimensão da região danificada.
A máxima vazão de injeção é limitada pela pressão de quebra (breakdown) e pela
pressão de injeção máxima na superfície disponível pela bomba de tratamento.
Para o regime pseudo-permanente, consideramos a equação (7) no cálculo da vazão
de injeção do ácido.
𝑞𝑖,𝑚𝑎𝑥 =
4.917𝑥10−6 𝐾ℎ[𝑃𝑏 − ∆𝑃𝑠𝑎𝑓𝑒 − 𝑃]
𝜇𝐵 (𝑙𝑛 𝑟𝑒𝑟𝑤
+ 𝑠) (7)
Onde:
qi,máx = máxima vazão de injeção [bbl/min];
k = permeabilidade da formação [mD];
h = espessura da pay zone [ft];
Pb = pressão de quebra (breakdown) [psi];
P = pressão média reservatório [psi];
ΔPsafe = margem de segurança para não fraturar a formação;
µa = viscosidade da solução ácida [cp];
re = raio de drenagem [ft];
rw = raio do poço [ft];
S = skin.
3.2.4. Pressão de injeção
A predição da pressão de injeção é necessária para seleção da bomba.
Psi = Pwf – ΔPh – ΔPf (8)
25
Onde:
Psi = pressão de injeção na superfície [psi];
Pwf = pressão no fundo do poço em fluxo [psi];
ΔPh = perda de carga hidrostática [psi];
ΔPf = perda de carga friccional [psi].
ΔPf =
518 𝜌0.79 𝑞1.79 𝜇0.207 L
1000 𝐷4.79
(9)
Onde:
ρ = massa específica da água;
q = máxima vazão de injeção [bbl/min];
µ = viscosidade da solução ácida [cp];
L = comprimento da coluna de trabalho [ft];
D = diâmetro interno (in).
3.3. Acidificação de Carbonatos
A acidificação de carbonatos não tem por finalidade remover o dano, e sim criar
“wormholes” (canais de escoamento) para que o hidrocarboneto flua após a estimulação.
A operação em carbonatos muitas vezes requer baixas vazões de injeção para evitar
a fratura da formação, e em casos de formações de baixa permeabilidade. Esse limite
operacional induz um dos pontos mais críticos da operação que é o controle da reação
ácido-rocha. A reação, de dissolução, ácido-rocha é extremamente intensa e o rápido
consumo do ácido faz com que o mesmo não consiga atingir a profundidade desejada, pois
é consumido rapidamente pela formação na área próxima do poço (Fredd & Fogler, 1996).
Dessa maneira, a rápida dissolução consome grandes volumes de ácido e proporciona
aumentos negligenciáveis na condutividade da formação, pois as regiões com dano podem
não ser ultrapassadas.
A dependência do incremento da produtividade com o aumento do raio da zona
estimulada em carbonatos foi mostrada por (Muskat, 1947), mostrando que poços com
danos elevados necessitam que o tratamento ácido atinja até 3 m de distância para
recuperar a permeabilidade original, zonas com danos rasos necessitam de um menor
alcance para o tratamento ácido. Isso significa que a solução ácida não reagida deve chegar
até essa distância para obter um tratamento efetivo.
26
Os danos em carbonatos normalmente têm entre 0,3 - 1 m. Soluções de HCl
convencionais não conseguem alcançar essas distâncias, pois o ácido é imediatamente
consumido em função da extrema velocidade de dissolução da calcita em ácido (Mcleod,
1990).
A seleção do fluido ácido depende das características da formação (composição,
estrutura, permeabilidade, porosidade). O projeto básico sugerido para tratamento típico de
carbonato é (Pereira & Fernandes, 2009):
1º estágio - HCl 15%
2º estágio - Solventes
3º estágio - HCl 15% viscoelástico
O HCl é geralmente selecionado para acidificação de carbonato. Ele pode ser
substituído por ácidos orgânicos, principalmente para minimizar os problemas de corrosão a
temperaturas superiores a 400 ° F [205 ° C]. O objetivo da acidificação com HCl é tanto para
ultrapassar os danos através da criação de canais de alta condutibilidade (wormholes) ou
para delinear fissuras parcialmente obstruídas em formações fissuradas de baixa
permeabilidade. Embora a restauração de permeabilidade seja geralmente o alvo de
formações de arenito (efeito skin zero), acidificação de carbonato comumente resulta em
efeitos skin negativos. Isto é devido à reabertura de fissuras naturais e criação de
wormholes de alta permeabilidade na área próxima ao poço.
3.3.1. Interação Ácido-Rocha para formações carbonáticas
O HCl se dissolve tanto em rochas calcárias quanto dolomíticas, conforme as
Equações (10) e (11) respectivamente.
CaC𝑂3 + 2HCl ⇌ Ca𝐶𝑙2 + 𝐻2O + C𝑂2 (10)
CaMg(C𝑂3)2 + 4HCl ⇌ Ca𝐶𝑙2 + Mg𝐶𝑙2 + 2𝐻2O + 2C𝑂2 (11)
A quantidade de ácido dissolvido depende da estequiometria da reação química.
Analisando a equação (10), sabe-se que são necessários dois mols de HCl para dissolver 1
mol de CaCO3.
Um modo de expressar a reação de estequiometria é utilizando o poder de
dissolução do ácido, baseado na massa como descrito na equação (12) ou baseado no
volume como descrito na equação (13).
27
β = Ca
𝑣𝑚 𝑀𝜔𝑚
𝑣𝑎 𝑀𝜔𝑎 (12)
Onde:
β = Poder de dissolução gravimétrico da solução ácida [lbmmineral/lbmsolução ácida];
Ca = concentração do ácido;
vm = número estequiométrico do mineral;
va = número estequiométrico do ácido;
Mωm = massa molecular do mineral;
Mωa = massa molecular do ácido.
X = β 𝜌𝑎
𝜌𝑚 (13)
Onde:
X = poder de dissolução volumétrico da solução ácida [ft3 mineral/ ft3 solução];
ρa = massa específica da solução ácida [lbm/ft3];
ρm = massa específica do mineral [lbm/ft3].
O HCl é o ácido mais utilizado. Ácidos orgânicos como o acético e o fórmico são
utilizados em poços de alta temperatura. Também podem ser utilizadas misturas de ácidos
(Kalfayan, 2000).
3.3.2. Volume de Ácido Requerido
Segundo Pereira & Fernandes (2009), o volume de ácido requerido para cada
estágio do tratamento em carbonatos é:
1º estágio: 25 gal/ft
2º estágio: 75-100 gal/ft de solventes dissolvidos em ácido
3º estágio: 75-125 gal/ft
3.3.3. Wormholes
O fluxo e a reação de HCl nos poros do carbonato resultam na formação de canais
de escoamento altamente condutores, conhecidos como wormholes. Esses canais são
28
formados devido à heterogeneidade natural dos poros da formação, a rápida transferência
de massa e a dissolução quase completa do mineral no ácido.
Durante a estimulação, preferencialmente, o ácido flui para as regiões de maior
permeabilidade. Estes caminhos de escoamento iniciais são ampliados pela rápida
dissolução do material da matriz, fazendo com que essas regiões recebam ainda mais
fluido. Uma vez formados, os wormholes não oferecem resistência ao fluxo e transportam
essencialmente todo o fluido injetado.
Hoefner e Fogler (1988) investigaram sistemas de HCl/carbonato e descobriram que
o número Damköhler governa a reação de formação dos wormholes. O número Damköhler é
definido como a razão entre a taxa líquida por dissolução de ácido e a taxa de transporte
convectivo de ácido. Quando a taxa de reação é muito rápida em comparação com a taxa
de transferência de massa, a taxa líquida de dissolução é limitada pela transferência de
massa e o número Damköhler é dado pela equação (14).
𝐷𝑎𝑚𝑡 = a𝐷𝑒
23
𝐿
𝑄 (14)
Onde:
De=coeficiente de difusão efetiva;
Q = vazão;
L = comprimento da garganta do poro;
a = constante que depende do núcleo do carbonato.
Hoefner e Fogler (1988) observaram que um volume mínimo de líquido foi necessário
para alcançar as condições ótimas para dos wormholes. Em números altos de Damköhler,
que significam baixas taxas de injeção, o reagente é consumido na entrada do núcleo, assim
o aumento da permeabilidade é desprezível e o volume de fluido necessário para avançar
na formação é elevado. Em números baixos de Damköhler, que significa altas taxas de
injeção, o reagente pode penetrar na matriz porosa e ampliar os canais de fluxo. Conforme o
número de Damköhler é ainda mais reduzido, os canais de fluxo tornam-se mais altamente
ramificados à medida que o fluido é forçado a escoar em poros menores.
A Figura 3.1 mostra a diferença da estrutura dos wormholes formados a baixa, ótima
e alta vazões.
29
Figura 3.1 – Formação de Wormholes durante a dissolução por HCl.
FONTE: Fredd & Floger, 1996
3.4. Aditivos utilizados nos fluidos de acidificação
A seleção do fluido adequado é crucial para o sucesso do tratamento de acidificação.
Os aditivos são utilizados para evitar a corrosão excessiva, prevenir resíduos e emulsões,
evitar a precipitação de ferro, melhorar a limpeza, melhorar a cobertura da zona e evitar a
precipitação da reação de produtos. O tratamento pode ser malsucedido se os aditivos
apropriados não forem utilizados. Aditivos também são utilizados em preflushes e
overflushes para estabilizar argilas e dispersar parafinas e asfaltenos. As funções de alguns
dos aditivos serão brevemente discutidas neste item.
3.4.1. Inibidores de corrosão
O inibidor de corrosão é uma substância química que retarda o ataque de corrosão
ácida no revestimento, na coluna, ou qualquer outro metal que o ácido possa entrar em
contato durante o tratamento.
Inibidores funcionam interferindo nas reações químicas que ocorrem no ânodo ou
cátodo da célula de corrosão. Os dois tipos básicos de inibidores de corrosão são
inorgânicos e orgânicos. Os inibidores inorgânicos trabalham bem em altas temperaturas
30
por um longo período de tempo, custam menos que os inibidores orgânicos, mas perdem
sua eficiência em soluções mais concentradas que 17% de HCl, e podem reagir com H2S
formando precipitados insolúveis. Os inibidores orgânicos podem ser usados na presença
de H2S sem formação de precipitados, trabalham bem em qualquer concentração de ácido,
mas possuem custo maior que o os inibidores inorgânicos e não fornecem proteção em
temperaturas acima de 95°C por um longo tempo (Ali&Hinkel, 2000).
3.4.2. Surfactantes
Surfactantes ou agentes de atividade superficial são usados na acidificação para
quebrar emulsões indesejáveis, reduzir a tensão de superfície e/ou a tensão interfacial,
alterar a molhabilidade, velocidade de limpeza, dispersar aditivos e prevenir a formação de
resíduos. A seleção inadequada de surfactante pode levar a resultados contrários àqueles
pretendidos tornando-se prejudicial para o tratamento.
Surfactantes possuem composição bipolar, um grupo solúvel em água (hidrofílico) e
um grupo solúvel em óleo (lipofílico) que são separados um do outro embora sejam ligados
por uma ligação covalente forte.
3.4.3. Agentes sequestrantes
Os agentes sequestrantes têm a função de se ligarem aos íons, principalmente cálcio
(Ca+2), magnésio (Mg+2) e ferro (Fe+3), e mantê-los em solução para que não precipitem.
Ácido cítrico, EDTA e Ácido Nitrilotriácetico (NTA) são alguns dos agentes sequestrantes
mais utilizados.
3.4.4. Agentes divergentes
Os agentes divergentes funcionam igualando o fluxo, de modo que as zonas de
diferentes permeabilidades possam ser tratadas. O divergente deve ser insolúvel no fluido
de tratamento, formar uma camada impermeável sobre a formação sem penetrar
profundamente na formação, ser facilmente removido após o tratamento. Geralmente são
utilizadas resinas solúveis em óleo, ácido benzóico em flocos e outras partículas. Espumas
também podem funcionar como agentes divergentes eficazmente. Fluidos de espuma tem a
vantagem adicional de boa limpeza e pouco ou nenhum potencial para danificar a formação.
31
3.5. Dano à Formação
Dano à Formação é um conceito que se refere à diminuição da permeabilidade da
zona produtora. Esse prejuízo indesejável ocorre em várias fases dos processos de
produção de óleo e gás, a partir das rochas reservatórios, que incluem perfuração,
canhoneio, fraturamento hidráulico, produção e operações de intervenção (workover). Dano
à Formação pode ser causado por diversos fatores, incluindo físico-químicos, químicos,
biológicos, interações térmicas dos poros da formação, partículas e fluidos, deformação
mecânica da formação sob estresse (Civian, 2007).
O efeito skin é usado para descrever alterações perto da zona do poço. Um dos
maiores problemas é o dano à permeabilidade que pode ser causado por praticamente
qualquer atividade de engenharia de petróleo. Se a permeabilidade próxima à zona do poço
é significativamente reduzida, a capacidade de produção ou injeção do poço fica
comprometida. Da mesma forma, a recuperação ou aumento desta permeabilidade pode
levar a um aumento considerável de produção ou injeção.
Van Everdingen & Hurst (1953) notaram que a pressão no fundo do poço medida era
inferior à calculada, o que indica que deveria haver uma perda de carga adicional. Eles
atribuíram a perda de carga a uma zona de permeabilidade reduzida ao redor do poço. Essa
zona é chamada de “zona danificada”.
O efeito skin foi matematicamente apresentado conforme a Equação (15):
𝑠 =
2 𝜋 𝑘
𝑞 𝜇𝑜 ∆P𝑠𝑘𝑖𝑛 (15)
Onde:
s = efeito de skin ou fator de película
k = permeabilidade da formação
h = espessura da formação
q = vazão de produção ou de injeção
𝜇𝑜 = viscosidade do óleo no reservatório
Δ𝑃𝑠𝑘𝑖𝑛= queda de pressão devida ao efeito de película
A Equação (16) apresenta a introdução do conceito de espessura do dano (Hawkins,
1956). A partir dessa equação podemos obter o raio da região com permeabilidade alterada.
32
𝑠 = ((
𝑘
𝑘𝑠) − 1) (𝑙𝑛
𝑟𝑠
𝑟𝑤) (16)
Onde:
𝑘 = permeabilidade da formação
𝑘𝑠 = permeabilidade da região danificada
𝑟𝑠 = raio da região danificada
𝑟𝑤 = raio do poço
Existem alguns critérios para decidir pela aplicação da técnica de acidificação
matricial. Apenas a baixa produtividade não é suficiente para justificar a operação, pois este
problema pode estar relacionado com as características normais do reservatório alvo da
operação. A avaliação da aplicação do tratamento compreende a análise da capacidade de
produção de um intervalo de formação caso o dano seja removido. Além da baixa
produtividade/injetividade, a existência de dano e o diagnóstico são fundamentais para a
escolha do tratamento de acidificação.
3.5.1. Tipos de dano
Existem diferentes tipos de danos à formação, e caracterizar esses danos é
importante, pois a partir disso é escolhido a operação e o tipo de fluido adequado. O dano é
normalmente classificado pelo seu mecanismo de criação: natural ou induzido. Danos
naturais são aqueles que ocorrem como resultado de produzir fluidos do reservatório. Danos
induzidos são resultados de operações externas realizadas no poço, como perfuração,
completação, intervenções, estimulação ou injeção.
Quando há algum tipo de impedimento na determinação do tipo de dano, o
tratamento é projetado para reparar a maioria dos tipos de danos possíveis. A seguir, serão
apresentados os principais tipos de dano à formação conforme classificados por Broaddus;
SPE; Halliburton Services (1988).
3.5.1.1. Dano por formação de emulsões
Emulsões são combinações de dois ou mais fluidos imiscíveis (incluindo gás) que
não se dispersam molecularmente entre si. As emulsões são normalmente estabilizadas por
tensoativos, principalmente pelos tensoativos naturais presentes no óleo da formação.
33
Neste tipo de dano, solventes auxiliados por produtos desemulsificantes são
geralmente usados.
3.5.1.2. Dano por alteração da molhabilidade
Entupimento da formação pode ser causado por líquidos ou gás alterando a
permeabilidade relativa da rocha de formação. A permeabilidade relativa pode reduzir a
permeabilidade da formação para um fluido particular em 80% ou 90% (Hill et al, 2000).
Alterações na molhabilidade podem ser corrigidas pela injeção de solventes mútuos
para remover a fase óleo, seguida da injeção de tensoativos que tornem a formação
novamente molhável à água.
3.5.1.3. Dano por bloqueio por água
Água pode ocasionar bloqueio em rochas de baixa permeabilidade. Em bloqueios
desse tipo, a água geralmente ocupa os espaços de fluxo (tantos poros ou fraturas naturais)
que são usadas pelos hidrocarbonetos para fluir do reservatório para o poço. Devido a
mobilidade e viscosidade diferentes, o hidrocarboneto pode não ser capaz de dispersar a
água.
O tratamento deste problema é feito através da injeção de tensoativos para reduzir a
tensão interfacial água-óleo.
3.5.1.4. Dano por depósitos minerais
Estes depósitos são produtos químicos solúveis em água, que precipitam a partir das
soluções em reposta a mudanças de condições ou mistura de águas incompatíveis. Podem
estar presentes na coluna de produção, nos canhoneados, ou na formação. Vários solventes
podem ser usados para dissolver os depósitos precipitados, dependendo de sua
composição química. Os tipos mais comuns de deposição mineral são: carbonato de cálcio,
carbonato de ferro, sulfato de cálcio, sulfato de bário, sulfato de estrôncio, sulfito de ferro ou
também combinações desses. Dos citados, somente o carbonato de cálcio pode ser
removido quimicamente, os demais só são removidos parcialmente, necessitando de
métodos mecânicos para sua completa remoção.
34
3.5.1.5. Dano por depósitos orgânicos
Depósitos orgânicos são hidrocarbonetos pesados (parafinas ou asfaltenos) que
precipitam conforme a temperatura ou pressão é reduzida. Em certos casos, não se pode
evitar tais danos, sendo normalmente executada a remoção mecânica dos depósitos com
raspadores. Em outros casos, os depósitos podem ser resolubilizados por solventes
orgânicos ou pelo aquecimento da formação com óleo aquecido.
3.5.1.6. Dano por siltes e argilas
O dano causado pela migração ou inchamento de argilas, ou pela migração de siltes,
promove o plugueamento dos poros da rocha na região próxima ao poço reduzindo a
produtividade. Quando as partículas danificantes originam-se da própria rocha reservatório,
elas são chamadas genericamente de “finos”. A remoção de danos, por deposição de finos,
em reservatórios de carbonato faz-se com HCl, que apesar de não dissolver os finos, pode
dispersá-los.
3.5.1.7. Dano por depósitos bacterianos
As bactérias podem ser um problema sério para a produção devido ao que elas
consomem e seus subprodutos. As bactérias podem crescer em diferentes ambientes e
condições: temperaturas entre -11°C a 200°C, e valores de PH de 1 a 11, salinidade a 30%
e pressões a 25000 psi (Hill et al, 2000).
Este é um dano de difícil remoção. Para o tratamento são utilizados agentes
oxidantes fortes, como o peróxido de hidrogênio que tem sido eficiente na remoção desse
tipo de dano.
3.5.1.8. Dano por polímeros
A utilização de polímeros como as poliacrilaminas, pode causar dano à formação
quando esses polímeros não estão completamente dissolvidos ou pela desestabilização do
sistema em que os mesmos estão dispersos. O dano também pode ser gerado no processo
de formação do reboco. A remoção desses danos pode ser realizada através do aumento do
pH, provendo a quebra da cadeia polimérica.
35
4. Operação de Acidificação
Estimulação matricial tem sido utilizada em larga escala desde a década de 1930
para aumentar a produção de poços de óleo e gás e a injeção dos poços injetores.
Uma melhoria substancial da produção pode ser alcançada com a estimulação de
matriz se os tratamentos forem projetados adequadamente. A abordagem sistemática para
tratamentos de estimulação consiste na seleção de candidatos, caracterização de dano à
formação, determinação da técnica de estimulação, projeto do tratamento, a execução do
projeto e avaliação do tratamento.
O objetivo desse capítulo é fornecer uma visão integrada dos processos bem-
sucedidos para os tratamentos de estimulação.
4.1. Seleção do poço candidato
A seleção dos candidatos para a estimulação matricial baseia-se na busca de poços
com declínio da produtividade e no posterior diagnóstico da causa dessa deficiência. Apesar
do objetivo final do tratamento ser alcançar maior ganho através do aumento de produção, o
tratamento em poços para atingir objetivos econômicos pode ser limitado devido às
condições de reservatório (por exemplo, pressão, permeabilidade) ou de poço (por exemplo,
elevação artificial, tamanho insuficiente da coluna de produção).
4.1.1. Identificação de poços de baixa produtividade e candidatos à estimulação
Geologia, petrofísica e engenharia de reservatórios desempenham papéis
importantes na quantificação do potencial produtivo de um poço. Para quantificar o potencial
de produção é necessário ter uma compreensão completa da geologia e da mecânica do
reservatório. Em muitos casos reais, esses dados são incompletos, e o engenheiro deve
confiar na comparação com outros poços semelhantes na história do campo para identificar
o desempenho normal de produção. Para poços de petróleo, o índice de produtividade (IP),
índice de produtividade por espessura (IP/h), a vazão de produção em barris de petróleo por
dia (bpd), ou efeito skin podem ser determinados para cada local. Esses dados permitem
que o engenheiro identifique zonas prováveis de dano. Uma vez que o potencial de
produção de um poço é estabelecido, esse dado é comparado com a produção efetiva.
Após o poço ser diagnosticado como de baixo desempenho, deve ser determinada a
razão ou as razões da baixa produtividade. Medidas corretivas adequadas devem ser
36
tomadas, incluindo a determinação da necessidade de elevação artificial ou se o método
existente está funcionando corretamente. Em alguns casos, a produção está limitada pela
dimensão da coluna ou outras razões mecânicas, para esses casos a estimulação não vai
apresentar benefícios. Uma vez que razões mecânicas são eliminadas como uma causa
potencial da baixa produção, os poços restantes tornam-se candidatos à estimulação.
Um sistema pode ser utilizado para identificar poços candidatos à estimulação,
baseado em uma série de regras para determinar se o poço é adequado à operação de
estimulação matricial. O sistema baseia-se nos resultados da Análise de Transiente de
Pressão (PTA, em inglês) do poço, ou a relação das taxas de fluxo real e teórica.
Caso seja possível realizar a Avaliação de PTA, o primeiro passo do sistema é
analisar a litologia do poço pré-candidato a estimulação. Se a formação de arenito não
apresentar skin > 0 ou a formação de carbonato não apresentar skin > -4, a indicação é
avaliar o potencial para fraturamento hidráulico nesses dados poços. Pois, nesses casos, o
poço é identificado como de baixa produtividade ou baixa pressão, portanto, a acidificação
matricial não é indicada. Mas, caso a formação de arenito apresente skin > 0 ou a formação
de carbonato apresente skin > -4, o próximo passo é avaliar a existência de problema
mecânico que pode causar a baixa produtividade. Por exemplo, é necessário avaliar se a
baixa produtividade não está ligada ao dimensionamento incorreto da coluna, ou devido a
problemas de reservatório (neste caso, outros poços da mesma região apresentariam o
mesmo comportamento). Ou ainda, verificar a existência de um sistema de elevação
artificial, e se o mesmo está funcionando de maneira ideal. Quando a baixa produtividade
está atrelada a problemas mecânicos, as operações de estimulação não apresentam
nenhum benefício quanto a ganho de produção. Caso seja detectado a possibilidade de
algum problema mecânico, faz-se necessário uma avaliação adicional. Caso contrário, o
poço apresenta uma indicação de dano à formação, portanto, torna-se um provável
candidato à estimulação.
Se for escolhida a técnica de comparação do fluxo atual com o fluxo teórico, a
avaliação a ser feita é se o fluxo atual está menor que 75% do fluxo teórico. Caso a resposta
seja positiva, a mesma verificação de existência de problema mecânico é feita. Quando os
problemas mecânicos são descartados, o poço apresenta uma indicação de dano à
formação, portanto, torna-se um provável candidato à estimulação. Mas, se o fluxo atual
está maior que 75% do fluxo teórico, o poço está produzindo como esperado, sendo assim,
não existe nenhuma indicação para estimulação de poços.
Este passo a passo anteriormente descrito é apresentado na Figura 4.1.
37
Figura 4.1 – Orientações para seleção de candidatos
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
Um indicador de desempenho de poços é o IP, apresentado na equação (17):
IP = 𝑞
�̅�𝑟 − 𝑃𝑤𝑓
(17)
Onde:
q = Taxa de fluxo [BOPD]
Pr = Pressão de reservatório média [psi]
Pwf = Pressão de fluxo no fundo do poço [psi]
A comparação do IP atual e IP ideal pode ser usada como indicador de desempenho
do poço.
38
4.1.2. Impacto do dano à formação na produtividade
É importante compreender os efeitos dos danos à formação na região próxima ao
poço. A equação de estado para um poço de petróleo é apresentada na equação 18:
q =
𝑘ℎ(𝑃𝑒 − 𝑃𝑤𝑓)
141.2𝐵𝜇 (ln𝑟𝑒𝑟𝑤
+ 𝑠) (18)
Onde:
k = permeabilidade da formação [md]
h = espessura do reservatório [ft]
Pe = pressão estática do reservatório [psi]
Pwf = Pressão de fluxo no fundo do poço [psi]
B = Fator volume formação [bbl/STB]
µ = Viscosidade [cp]
re = Raio de drenagem [ft]
rw = Raio do poço [ft]
s = efeito skin
Para um dado poço, a equação 18 pode ser simplificada na equação (19):
𝑞
𝑞𝑜=
7.5 + 𝑠𝑜
7.5 + 𝑠 (19)
Onde:
q = Vazão de produção final [BOPD]
qo = Vazãode produção inicial [BOPD]
s = Efeito skin final
so = Efeito skin inicial
Assim, para um poço com dano e efeito skin total igual a 100, uma redução de 10
pode exibir um aumento de seis vezes na produtividade. Uma redução do efeito skin 100 a 0
leva a um aumento de quatorze vezes na produtividade. Embora a redução para zero,
geralmente, é irreal em um arenito, a redução para valores inferiores a dez é uma
expectativa razoável (Thomas&Morgenthaler, 2000).
39
O declínio de produção pode ser causado por características naturais dos fluidos do
reservatório, danos do poço devido a processos de perfuração/completação, ou por
dificuldades mecânicas no processo de completação. O efeito skin é um conceito
matemático adimensional, e o seu valor é determinado pelo efeito combinado de vários
parâmetros, incluindo a formação de danos. Para interpretar corretamente o skin e
determinar as medidas corretivas adequadas, os engenheiros devem analisar a contribuição
de cada fator. A chave para a seleção do candidato para o tratamento encontra-se na
análise de vários skins (Bybee, 2001).
Para um poço produtor, o histórico de avaliação de desempenho aponta para
possíveis candidatos à estimulação. A persistência de declínio no desempenho de um poço,
muitas vezes, solicita uma investigação mais profunda, como a comparação com o
desempenho de outros poços do mesmo reservatório.
O risco de corte de água e produção de areia também são considerados durante a
seleção do candidato. Poços com corte de água elevado e produção de areia apresentam
baixa classificação na seleção dos candidatos. Isto ocorre devido à tendência de o fluido de
tratamento escolher, preferencialmente, a zona de água.
Outra consideração importante na seleção dos candidatos é o histórico de
estimulação de outros poços no campo. Poços em áreas que apresentaram sucesso ao
longo dos anos, normalmente, são mais considerados. Enquanto a apresentação histórica
de falhas, geralmente, provoca aversão ao risco de retornar ao mesmo campo para realizar
estimulação.
Em geral, a importância da fase de avaliação do impacto do dano na produtividade
se dá pelo fato de compreender o quanto é possível aumentar em termos de produção
levando em consideração a diminuição do dano. Essa compreensão é muito importante para
realizar uma boa avaliação econômica preliminar.
4.1.3. Avaliação Econômica Preliminar
Após estabelecer o potencial produtivo do poço em função do efeito skin e da
produção atual, o projetista pode avaliar o valor econômico do aumento de produção e o
investimento necessário para o tratamento. Para uma boa avaliação econômica, precisa-se
de uma boa previsão de produção para a condição atual do poço e uma previsão para o
poço estimulado.
Um modelo para avaliação econômica deve permitir à análise do custo verso a
receita esperada. Os custos estimados devem incluir o custo do tratamento, custos de
40
operação, os impostos aplicáveis e os eventuais custos auxiliares. Preço do produto
produzido, fatores de risco do tratamento devem ser incluídos para calcular vários
indicadores financeiros, tais como a Taxa de Retorno (ROR), Retorno sobre o Investimento
(ROI), VPL (Valor Presente Líquido), pagamento (dias) apenas para investimento,
pagamento (dias) para investimento acrescido de juros e custo unitário (investimento
dividido pela produção incremental). Em alguns tópicos a frente será feito uma abordagem
sobre alguns desses indicadores financeiros.
4.2. Caracterização de dano à formação
Depois de estabelecer que um poço esteja produzindo abaixo do seu potencial, deve
ser feita uma avaliação da causa e a localização do dano. O diagnóstico pode ser baseado
na avaliação do poço e história do campo, análise das amostras de plugues recuperados do
campo, o conhecimento das propriedades dos minerais e fluidos da formação, por exemplo,
água e óleo, bem como o teste de pressão e perfilagem (Thomas & Morgenthaler, 2000).
A quantidade de informação disponível torna-se um desafio para a caracterização do
dano, devido as poucas informações que, usualmente, estão disponíveis. Sendo assim, nem
sempre é possível caracterizar completamente o dano à formação. Nos casos de incerteza,
recomenda-se a priorizar as causas prováveis e projetar um tratamento para os cenários
mais prováveis. Assim, vários tipos de dano podem ser suspeitos, e todos devem ser
considerados no projeto do tratamento.
Todas as informações disponíveis sobre o poço, tais como perfilagem, características
do reservatório e informações sobre a completação e workovers anteriores deverão ser
recolhidos. As amostras de fluidos produzidos e quaisquer materiais sólidos do poço
deverão ser analisados. Em alguns casos, pode ser útil realizar testes de laboratório de
compatibilidade dos fluidos de completação ou de perfuração e o líquido da formação ou
rochas. Tais testes podem ajudar no desenvolvimento de compreensão do problema atual
do poço e levar a uma ação corretiva.
As operações do poço envolvem atividades potenciais de dano para o mesmo -
perfuração, completação, canhoneio, workovers, estimulação e produção ou injeção. Então,
todo histórico do poço deve ser bem avaliado para caracterizar corretamente o dano à
formação.
A perfilagem pode mostrar a quantidade de fluido por camada. Esse dado inserido
em programas específicos determina o efeito skin do dano à formação por camada.
41
A caracterização do dano é a base do projeto de operação de estimulação. Os
químicos são desenvolvidos para remover as causas suspeitas ou as causas do dano. Os
procedimentos do tratamento são projetados para atingir o dano suspeito com uma
quantidade de químico adequado para remover dano suficiente para atingir as metas de
produtividade. A caracterização de dano correta é crítica para o sucesso do tratamento de
estimulação.
4.3. Determinação da técnica de estimulação
Na fase anterior, o poço foi identificado como de baixa produção e as possíveis
causas de dano foram definidas. O próximo passo é determinar a técnica de estimulação
que deverá ser usada.
A figura 4.2 mostra uma árvore de decisão para auxiliar o processo de seleção de
candidato e a técnica de estimulação. Como mostrado na figura, a meta de produtividade
dita a técnica de estimulação.
Se a meta de produtividade pode ser alcançada com um efeito skin positivo em
arenitos ou carbonatos, a estimulação de matriz será um tratamento adequado e
provavelmente mais rentável. Nesse caso, é feita a avaliação quanto a limitações
mecânicas, além de uma avaliação econômica final para validar a operação de acidificação
no dado poço.
Mas, se for necessário um efeito skin negativo ou próximo a zero para alcançar um
bom rendimento de produção, é preciso avaliar separadamente o reservatório. No caso de
arenitos, o fraturamento hidráulico é a operação mais indicada, e apenas se esta operação
for economicamente descartada é avaliada a acidificação matricial. No caso dos carbonatos,
as três operações devem ser consideradas, e após a avaliação econômica é decidido a
operação de estimulação que apresenta o melhor custo benefício.
Outros fatores podem influenciar a seleção da técnica de estimulação. Em areias não
consolidadas ou frágeis, é aconselhável examinar o máximo diferencial de pressão permitido
antes do início de produção de areia da formação. Este limite de pressão pode levar à
seleção da técnica de fraturamento para permitir a obtenção da meta com um diferencial
menor. Por outro lado, a preocupação com isolamento da zona pode impedir o fraturamento.
42
Figura 4.2 – Árvore de decisão para estimulação
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
4.4. Projeto do Tratamento
4.4.1. Seleção dos fluidos de tratamento
Nos tratamentos de estimulação de matriz são injetados no poço, abaixo da pressão
de fratura, vários fluidos em estágios diferentes. Um tratamento mínimo consiste em uma
fase de preflush com fluido não reativo para estabelecer uma vazão de injeção, uma fase
com o fluido de tratamento principal e uma fase de overflush para carregar o fluido principal
para fora da coluna e deslocá-lo para uma área distante do poço. Na maior parte dos
tratamentos, outras fases auxiliares são incluídas para aumentar a eficácia do tratamento.
Sistemas múltiplos de fluidos, compostos de fluidos base e aditivos, são
selecionados com base na litologia, mecanismos de dano e da condição do poço. Cada
fluido no tratamento contribui para uma determinada função. O processo de seleção de
43
fluidos é complexo, pois envolve muitos parâmetros (por exemplo, tipo de dano,
mineralogia), orientações foram desenvolvidos para simplificar o processo e alcançar
sucesso no tratamento.
A formulação dos fluidos para estimulação matricial inclui a seleção do ácido
principal e identificação da necessidade de preflushes e overflushes. A figura 4.3 mostra
uma árvore de decisão para a seleção de fluidos em arenitos e carbonatos. A seleção do
fluido depende do tipo de dano, da litologia, da mineralogia e do tipo de poço. Baseia-se
também no campo e testes de laboratório.
Figura 4.3 – Sistema para seleção do fluido de tratamento
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
4.4.1.1. Seleção do preflush
O preflush tem três funções importantes (Thomas&Morgenthaler, 2000):
É um fluido não reativo bombeado inicialmente para garantir que a injeção ocorra a uma
velocidade e pressão aceitáveis.
44
Um preflush formulado é injetado, em alguns poços de petróleo, para remover o óleo da
região perto do poço e deixar os minerais e os danos em condição de permitir a aderência
de um líquido na superfície do sólido, aumentando a eficácia do ácido. Um solvente ou
soluções contendo múltiplos solventes pode ser injetado para alcançar esse efeito.
Um preflush ácido (HCl ou ácido orgânico) é usado para remover o carbonato de cálcio e
carbonato de ferro ou óxido da região perto do poço, o que ajuda a eliminar fluoreto de
cálcio e problemas relacionados com ferro. Uma vez que a injeção é aceitável e a formação
está na condição adequada, o fluido principal de tratamento pode ser injetado. O fluido
principal de tratamento normalmente contém HF e é deslocado para dentro do reservatório
por um fluido overflush.
4.4.1.2. Seleção de fluido para tratamento principal
O fluido do tratamento principal é selecionado para remover ou dispersar o dano
principal em formações areníticas e permitir que produtos solúveis ou sólidos fluam para fora
do poço. No caso de formações de carbonatos, o objetivo é ultrapassar o dano com ácido ou
dissolvê-lo com solventes. Os fluidos do tratamento principal seguem as seguintes
categorias (Thomas&Morgenthaler, 2000):
Solventes para remover os depósitos orgânicos (ex: parafina);
Oxidantes para remover danos originados de polímeros;
Removedores de scale para remover sulfato ou óxidos;
Ácidos para remover carbonatos e óxidos, quebrar resíduos de polímeros ou estimular
formações de carbonato;
Ácido fluorídrico (HF) para remover danos de aluminossilicato (principalmente argilas) em
formações de arenito.
No caso de suspeita de múltiplos danos, torna-se necessário utilizar vários tipos de
fluidos ou combinar as funções listadas em apenas um fluido, no entanto, em fluidos e
funções combinados, é necessário tomar cuidado para manter a efetividade do fluido e
evitar incompatibilidades.
Em carbonatos, HCl ou ácidos orgânicos (fórmico ou acético) são usados para
formar caminhos condutores entre o poço e a formação. Em arenitos, misturas de HCl e HF
(mud acid) são utilizados para remover lama de perfuração, formação de areia, areia gerada
durante a perfuração e resíduos de canhoneio.
45
4.4.1.3. Seleção do agente divergente
Danos não uniformes e a permeabilidade heterogênica nas zonas alvo causam
preferência dos fluidos de tratamento a entrarem em zonas de alta permeabilidade. O
resultado é a remoção de danos não uniforme e insuficiência econômica na maioria dos
casos. A heterogeneidade das zonas requer que o agente divergente e os fluidos do
tratamento sejam compatíveis com os sistemas químicos utilizados no processo.
Divergentes são usados para ajudar a controlar a distribuição de ácido no poço. Os
quatro tipos gerais são bridging agents (60 mm), partículas (4-60 mm), soluções viscosas
(géis) e espumas (Thomas&Morgenthaler, 2000). Bridging agents são partículas
relativamente grandes que são usados para preencher a face de fissuras nas formações de
carbonato; as partículas são fragmentos menores usados em arenitos. Para as partículas, o
tamanho e a composição são os principais parâmetros (Crowe e Cryar, 1975). As partículas
devem ser dimensionadas para formar um reboco sobre a formação e deve ser solúvel nos
fluidos produzidos (Rei e Hollingsworth, 1979). A solução viscosa deve ser suficientemente
estável para proporcionar uma resistência significativa ao fluxo, mas ela deve degradar
rapidamente e completamente, de modo que não impeça a produção. Este tipo de solução
é, normalmente, utilizado em formações de carbonato. As espumas são feitas pela adição
de um agente tensoativo ao ácido ou salmoura, misturando-se com N2. O material da
espuma deve ser estável no líquido que é misturado, e N2 suficiente deve estar disponível
para garantir uma espuma de 65% a 70% (volume de gás) (Thomas et al., 1998).
Todos os tipos de agente divergente podem ser injetados continuamente com o ácido
ou apenas em pontos específicos da sequência de injeção. A concentração também pode
ser variada conforme requerido. A experiência pode fornecer orientações quanto à melhor
abordagem, ou um modelo numérico pode ser usado para otimizar o processo de desvio.
4.4.1.4. Seleção de overflush
O overflush é quase sempre utilizado para remover o fluido reativo (e corrosivo) do
poço e maximizar o contato do mud acid com a área próxima ao poço. O dano dissolvido ou
disperso pode apresentar potencial para danificar a formação, nesse caso o deslocamento
radial desse dano para dentro do reservatório deve ser evitado. No outro extremo está a
acidificação de arenito com HF, em que o overflush é essencial para assegurar que a
precipitação secundária ocorra no fundo do reservatório, reduzindo o impacto na
46
produtividade. O overflush também é utilizado para deslocar o HCl dentro da formação de
carbonato para melhorar a penetração do ácido.
4.4.2. Aditivos utilizados nos fluidos de acidificação
A seleção do fluido adequado é crucial para o sucesso do tratamento de acidificação.
Os aditivos são utilizados para evitar a corrosão excessiva, prevenir resíduos e emulsões,
evitar a precipitação de ferro, melhorar a limpeza, melhorar a cobertura da zona e evitar a
precipitação da reação de produtos. O tratamento pode ser malsucedido se os aditivos
apropriados não forem utilizados. Aditivos também são utilizados em preflushes e
overflushes para estabilizar argilas e dispersar parafinas e asfaltenos. As funções de alguns
dos aditivos serão brevemente discutidas neste item.
4.4.2.1. Inibidores de corrosão
O inibidor de corrosão é uma substância química que retarda o ataque de corrosão
ácida no revestimento, na coluna, ou qualquer outro metal que o ácido possa entrar em
contato durante o tratamento.
Inibidores funcionam interferindo nas reações químicas que ocorrem no ânodo ou
cátodo da célula de corrosão. Os dois tipos básicos de inibidores de corrosão são
inorgânicos e orgânicos. Os inibidores inorgânicos trabalham bem em altas temperaturas
por um longo período de tempo, custam menos que os inibidores orgânicos, mas perdem
sua eficiência em soluções mais concentradas que 17% de HCl, e podem reagir com H2S
formando precipitados insolúveis. Os inibidores orgânicos podem ser usados na presença
de H2S sem formação de precipitados, trabalham bem em qualquer concentração de ácido,
mas possuem custo maior que o os inibidores inorgânicos e não fornecem proteção em
temperaturas acima de 95°C por um longo tempo (Ali&Hinkel, 2000).
4.4.2.2. Surfactantes
Surfactantes ou agentes de atividade superficial são usados na acidificação para
quebrar emulsões indesejáveis, reduzir a tensão de superfície e/ou a tensão interfacial,
alterar a molhabilidade, velocidade de limpeza, dispersar aditivos e prevenir a formação de
resíduos. A seleção inadequada de surfactante pode levar a resultados contrários àqueles
pretendidos tornando-se prejudicial para o tratamento.
47
Surfactantes possuem composição bipolar, um grupo solúvel em água (hidrofílico) e
um grupo solúvel em óleo (lipofílico) que são separados um do outro embora sejam ligados
por uma ligação covalente forte.
4.4.2.3. Agentes sequestrantes
Os agentes sequestrantes têm a função de se ligarem aos íons, principalmente cálcio
(Ca+2), magnésio (Mg+2) e ferro (Fe+3), e mantê-los em solução para que não precipitem.
Ácido cítrico, EDTA e Ácido Nitrilotriácetico (NTA) são alguns dos agentes sequestrantes
mais utilizados.
4.4.3. Compatibilidade entre o ácido e a formação
4.4.3.1. Hidróxido de ferro
Precipitação de ferro (Fe+3) pode ocorrer em acidificação de arenitos e carbonatos
quando o pH é menor que 2.2. O ferro aumenta a tendência do óleo para formar películas
rígidas e emulsões com ácidos. Estes problemas podem resultar em danos à formação e
facilidade em diminuir a produção dos poços após acidificação. Agentes de controle de ferro
são recomendados em todas as fases da acidificação em ambas as formações.
4.4.3.2. Carbonatos
A formulação de ácidos para carbonatos é relativamente simples, porque a maioria
dos produtos da reação é simplesmente cloreto de cálcio, água e dióxido de carbono, que
não seguem para outras reações. No entanto, existem numerosos minerais (silte e argila) na
maioria dos carbonatos que são insolúveis em HCl. O material insolúvel normalmente flui
para os canais de escoamento ou fissuras e não é um problema.
4.4.3.3. Arenitos
A sensibilidade de uma formação de arenito para um fluido de tratamento matricial
depende da mineralogia da formação, tipo de dano, os produtos de reação, temperatura e
permeabilidade. Como uma regra geral, quanto mais silte, feldspato e argila e quanto menor
for a permeabilidade, maior será a sensibilidade da formação. Embora esses minerais não
48
possam ser completamente eliminados, o objetivo é otimizar o tratamento selecionando
fluidos com a maior compatibilidade possível com a formação.
A solubilidade da formação em HCl é normalmente considerada para representar o
conteúdo de carbonato do arenito. Esta suposição é incorreta, pois outras espécies solúveis
em ácidos estão presentes (por exemplo, clorito, zeólitos, óxidos e sulfetos). Se a
solubilidade do ácido é superior a 20%, HF não é recomendado. Excesso de carbonato pode
reagir com o HF e precipitar fluoreto de cálcio. Clorito de argila e zeólitos (cálcio hidratado/
sódio/potássio aluminosilicatos) são parcialmente solúveis em HCl e podem causar grave
entupimento como consequência da migração do seu resíduo. Assim, na acidificação de
arenitos, um preflush de HCl (ou ácido orgânico) é utilizado antes do mud acid.
4.4.4. Estratégias para seleção de ácidos para carbonatos
4.4.4.1. Temperatura
A seleção do ácido depende muito da temperatura por causa das limitações dos
inibidores de corrosão. Por exemplo, a temperaturas superiores a 150 °C, HCl a 28% não
pode ser utilizado devido à corrosão excessiva, enquanto HCl a 15% pode ser usado. Acima
de 204 °C, ácidos orgânicos ou fluidos contendo EDTA (um solvente não reativo em ácido)
podem ser usados (Thomas&Morgenthaler, 2000). Além disso, ácido emulsionado ou HCl
com um retardador são utilizados para aumentar a penetração.
4.4.4.2. Mineralogia
Calcita e dolomita reagem de forma diferente com ácidos. A formulação do ácido
deve ser otimizada para alcançar as características desejadas de reação e de penetração
em cada uma das formações. Carbonatos, comumente, contêm minerais insolúveis (silte e
argila) que são liberados durante acidificação. Quando isto ocorre, um agente de suspensão
de lama é necessário juntamente com N2 em poços de onde o ácido gasto não voltará
naturalmente.
4.4.4.3 Petrofísica
A penetração do ácido e a quantidade de dano dependem do tipo e da distribuição
da porosidade. Por exemplo, um carbonato altamente vugular, com alta permeabilidade ou
49
fissurado normalmente é severamente danificado durante a perfuração e a completação por
causa dos sólidos. As tentativas para obter uma penetração profunda do ácido de
tratamento (superior a 5 ft) pode ser difícil nesses casos. Um ácido emulsionado, retardado
ou em espuma é necessário para alcançar a penetração profunda, pois grande parte da
porosidade está localizada na rede vugular ou nas fissuras. Sendo assim, é essencial
remover o dano e restaurar a comunicação com o poço.
4.4.5. Estratégias para seleção de ácidos para arenitos
4.4.5.1. Temperatura
No caso dos arenitos, a seleção do ácido depende apenas ligeiramente da
temperatura, pois são normalmente utilizadas concentrações mais baixas de ácido (isto é, a
corrosão não é um grande problema). A sensibilidade de uma formação arenítica aumenta
com a temperatura devido ao gasto rápido de HCl e mud acid, e geração de finos móveis no
ácido gasto. Entretanto, a sensibilidade resultante a partir dos produtos da reação de
precipitação diminui com a temperatura devido à sua maior solubilidade. Estes processos
tendem a contrabalançar um ao outro, resultando em pouca dependência da temperatura.
4.4.5.2. Mineralogia
A mineralogia do arenito é o fator mais importante a ser considerado na seleção do
fluido devido ao potencial de formação de precipitados. Devido à grande área de superfície
de sedimentos e argilas, boa parte do mud acid reage rapidamente para gerar uma mistura
complexa de compostos. Muitas orientações foram desenvolvidas a partir das experiências
de campo e dados laboratoriais (Fogler et al, 1976;. Walsh et ai, 1982;. McLeod, 1984;.
Ayorinde et ai, 1992; Gdanski, 1996), e a sua utilização tem melhorado os resultados de
campo. Além disso, a penetração do ácido é altamente dependente da mineralogia devido à
grande área de superfície de sedimentos e argilas.
4.4.5.3. Petrofísica
Assim como em carbonatos, a penetração do ácido e a quantidade de danos
dependem do tipo e distribuição da porosidade. Arenitos fissuradas não são comuns na
maioria dos candidatos à estimulação matricial, mas podem estar presentes em formações
50
do embasamento e áreas geotérmicas. Um agente de suspensão de sedimentos em ácido e
N2 são recomendados para remover o fluido de perfuração e sólidos de completação.
Apesar de poder utilizar exclusivamente o HCl nesta operação, o mud acid é recomendado
para auxiliar na remoção e dispersão danos.
A sensibilidade de um arenito depende da permeabilidade da formação. Uma vez
que a permeabilidade é uma função do tamanho de poro, arenitos de baixa permeabilidade
são mais sensíveis do que arenitos de alta permeabilidade para uma determinada
mineralogia. Assim, a permeabilidade deve ser considerada na seleção do fluido.
4.5. Estratégia de bombeio
O volume de cada material bombeado é baseado em uma avaliação da quantidade
de dano ou a profundidade necessária do tratamento e deve abordar a ineficiência potencial
do processo de bombeio. Em geral, a localização do dano dita a técnica de bombeio. Ambos
os métodos mecânicos, utilizando ferramentas e fluidos mecânicos (por exemplo, partículas
suspensas e espumas) podem ser usados para assegurar que os fluidos de estimulação
entram em contato com o dano da formação.
Uma vez que o volume, a composição e sequência do tratamento são estabelecidos,
um cronograma de tratamento pode ser idealizado com base nas propriedades do poço e do
reservatório. O calendário de bombeio inclui todos os fluidos do tratamento e a taxa de
injeção de cada etapa. Ele pode ser gerado usando regras empíricas com base em
experiências de campo anterior. Além disso, a programação pode ser otimizada para
satisfazer objetivos específicos para cada tipo de fluido, utilizando um modelo de
reservatório de fase única (Perthuis et al., 1989).
4.5.1. Tipos de Projeto
Os quatro tipos de projetos da estimulação matricial são: projeto replicante, projeto
orientado, projeto de base empírico/cinético e projeto de base geoquímica
(Thomas&Morgenthaler, 2000). Os primeiros dois são usados em 98% de todos os
tratamentos matriciais.
51
4.5.1.1. Projeto Replicante
O Projeto Replicante baseia-se na escolha de um tratamento anterior proveniente de
um arquivo do poço. O nome do poço e a data são alterados e o tratamento é submetido à
aprovação ou simplesmente processado e bombeado. No entanto, a elevada taxa de
insucesso é parcialmente atribuída a esta abordagem não projetada. Os resultados de
vários estudos de caso também devem ser incluídos para proporcionar uma melhor
capacidade de decisão do projeto.
4.5.1.2. Projeto Orientado
Um Projeto Orientado é desenvolvido com base em diretrizes ou experiência. O
projeto pode ser um refinamento da concepção replicante, ou algo semelhante. Como o
tratamento deveria ser projetado para um reservatório e tipo de dano especificamente, a
aplicação da técnica orientada geralmente não é ideal, e isso tem sido comprovado em
alguns casos.
4.5.1.3. Projeto de base Empírico/cinético
Este tipo de projeto é produzido usando um simulador numérico. No mínimo, o
simulador deve ser um bidimensional (2D), simulador de duas fases e de diferenças finitas
que permite uma configuração de multicamadas para computar a pressão e a evolução do
efeito skin durante a acidificação matricial de arenitos e carbonatos. A dissolução de
minerais deve ser simulada usando os minerais e ácidos mais comuns juntamente com a
cinética da reação adequada (taxa de reação limitada em arenitos e massa de transferência
limitada em carbonatos). Este tipo de simulador correlaciona a mudança de porosidade local
durante a acidificação a uma modificação da permeabilidade local e, finalmente, a total
evolução do efeito skin por camada. Atualmente, a precipitação não é considerada no
simulador de base empírico/cinético, no entanto, se os ácidos forem formulados
adequadamente, isto não deve afetar os resultados do tratamento.
52
4.5.1.4. Projeto de base Geoquímica
Um simulador numérico semelhante ao discutido no item anterior é utilizado para a
concepção do projeto de base geoquímica. No entanto, a precipitação de produtos da
reação é considerada e relatada. Isto é alcançado incorporando equilíbrio químico ácido
para mais de quatorze elementos e cem produtos de reação.
4.5.2. Cronograma de bombeio
4.5.2.1. Carbonatos
Geralmente, os tratamentos em carbonatos consistem em estágios alternados do
fluido principal e agente divergente. Preflushes podem ser usados antes do tratamento
principal para limpar a formação e aumentar a receptividade do ácido. Overflushes de
salmoura ou água do mar podem ser usados para dispersar o ácido para o interior da
formação e garantir que os fluidos de tratamento estejam distantes da área próxima ao
poço. N2 pode ser utilizado para ajudar o deslocamento dos fluidos no final da operação, ou
para ser adicionado aos fluidos do tratamento a fim de ajudar na recuperação do ácido gasto
que podem conter resíduos de material insolúvel ou géis de alta viscosidade.
A tabela 4.1 contém um exemplo de um cronograma de bombeio de um poço com as
seguintes características: Poço de óleo de um reservatório dolomítico fissurado com uma
permeabilidade de matriz média de 10 mD e uma porosidade de 3%. Suspeito de danos
causados por sedimentos mistos e depósitos orgânicos. O poço foi tratado com 130 gal/ft da
emulsão de solvente em ácido, com 90 ga/ft de um preflush (mistura de 80% de solvente
com ácido acético e o solvente mútuo).
Tabela 4.1 – Calendário de bombeio de um poço com reservatório de carbonato
1 Preflush: solvente + ácido acético (42 bbl)
2 Tratamento Principal: emulsão de solvente em ácido (63 bbl)
3 Agente divergente: Ácido Benzóico em flocos
4 Repetir os passos 1, 2 e 3
5 Repetir os passos 1 e 2
6 Overflush: nitrogênio
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
53
4.5.2.2. Arenitos
O tipo de dano dita a sequência de ácido usada em cada tratamento. Cada estágio
deve ser compatível com o tipo de dano apresentado.
O primeiro passo de um tratamento de estimulação em formações de arenito é a
limpeza da coluna de produção com solventes e ácidos. Esta limpeza tem como função
remover ferrugem, óxidos de ferros, incrustação, películas de óleo e limitar a quantidade de
ferro que entra na formação. A função principal do preflush é preparar as superfícies para o
tratamento principal. O overflush possui duas funções principais: deve deslocar o fluido
principal para mais de 3 a 4 ft de distância a partir do poço, que é a área crítica da matriz
para fluxo radial; a parte do fluido principal que não é dispersa deve ser diluída. O agente
divergente garante que o estágio de tratamento principal está devidamente separado das
fases de preflush e overflush.
A tabela 4.2 mostra uma lista para sequência típica de tratamento em arenitos.
Tabela 4.2 – Sequência típica de tratamento para arenitos
1 Dispersão de óleo (solvente aromático)
2 Dispersão de água de formação (NH4Cl)
3 Preflush (salmora, HCl, hidrocarbonetos)
4 Tratamento Principal (HCl + HF)
5 Overflush (HCl ou NH4Cl)
6 Agente divergente (espuma ou resina solúvel em óleo)
7 Repetir os estágios como necessários (os estágios de 3-5 devem ser os últimos da
sequência)
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
4.5.3. Estratégia de colocação
O objetivo é como obter a penetração uniforme do fluido de tratamento ao longo de
toda a seção e/ou em cada sistema de fraturas naturais. Se a cobertura completa da zona
não for atingida, o potencial de produção pode não ser atingido. A distribuição incompleta de
fluido pode resultar em um volume excessivo de ácido por camada no caso da falta de um
divergente adequado, resultando na remoção ineficiente do dano à formação.
A importância da estratégia de colocação é ampliada no caso de um poço horizontal
por causa do longo intervalo. A estratégia de colocação deve abordar o tipo de coluna usada
54
para injetar o fluido e o divergente das zonas de alta permeabilidade para as seções
danificadas. Embora a coluna convencional ou revestimento possam ser usados para injetar
o fluido de tratamento (bullheading), este processo pode ser demorado ou ineficiente, como
mostrado na Figura 4.4. A técnica bullhead consiste no bombeio forçado de fluidos na
formação que ocorre contra qualquer pressão e independente de qualquer resistência que o
poço possa oferecer.
Figura 4.4 – Evolução do efeito skin em um poço horizontal tratado usando a técnica
bullhead.
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
Flexitubo (coiled tubing) é geralmente usado para evitar estes problemas. Ao
contrário da coluna, o flexitubo pode facilmente ser manobrado para dentro e para fora da
tubulação, e o fluido de tratamento e o divergente podem ser injetados durante a produção
(Thomas e Milne, 1995). A Figura 4.5 mostra a boa evolução do efeito skin obtida com essa
técnica.
55
Figura 4.5 – Evolução do efeito skin em um poço horizontal tratado usando a técnica flexitubo de
colocação de tubulação enrolada com um divergente de ácido gel reticulado temporário.
FONTE: Adaptado de Thomas&Morgenthaler, 2000
A técnica de colocação é baseada na informação disponível do poço. Por exemplo,
se os dados disponíveis indicam que existe uma zona de alta permeabilidade no centro do
comprimento horizontal, o flexitubo pode ser posicionado para essa profundidade, seguido
por injeção de agente divergente. O divergente não pluga completamente a zona de alta
permeabilidade, mas diminui muito o fluxo de fluido para esta zona. Este processo pode ser
repetido conforme necessário, com base em informações a partir de registos de produção e
da localização das fissuras. Se os dados forem inadequados, toda a seção é normalmente
tratada alternando estágios de ácido e divergente conforme o flexitubo é recolhido.
4.6. Avaliação Econômica
O maior objetivo da estimulação de poços, seja ela de qual tipo for, é aumentar o
valor de ganho por meio de uma acelerada taxa de produção ou aumento da recuperação.
Sendo assim, a avaliação econômica do projeto deve ser o ponto focal para decidir como
conduzir o projeto, que tipo de estimulação deve ser feita e os outros aspectos que o
tratamento inclui.
56
Devido à grande variedade de condições operacionais, as empresas, em geral, não
têm um único indicador para decidir sobre a operação de estimulação. Outros fatores como
risco e metas corporativas são levados em consideração para a decisão.
O indicador mais antigo usado na indústria de petróleo é o retorno do investimento
(payback), que representa o tempo necessário para recuperar o investimento feito.
∑
∆$𝑛
(1 + 𝑖)𝑛− 𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜 = 0
𝑛
𝑛=1
(20)
Onde:
Δ$n = receita (deduzida as despesas incrementais e impostos)
n = período de tempo
i = taxa de atratividade (quando o investimento será devolvido sem baixar o
rendimento dos investimentos societários e contábeis para a inflação – valor temporal do
dinheiro).
Custo = despesas totais associadas à operação.
A equação 17 mostra o valor do dinheiro no tempo. A taxa de atratividade é a
percentagem de retorno anualizada que deve ser alcançada para tornar o projeto um bom
investimento como o investimento médio da empresa.
Embora uma análise econômica preliminar seja realizada durante o processo de
seleção de candidatos, a análise final deve ser realizada uma vez que o projeto de
tratamento é finalizado. O desempenho de produção é previsto usando um módulo de
previsão de produção e é baseada em cálculos iniciais e/ou finais de efeito skin. O payback,
Valor Presente Líquido (VPL), fluxo de caixa ou outros indicadores financeiros podem ser
determinados para avaliar as justificações económicas.
4.7. Avaliação do Tratamento
Como qualquer outra operação, é importante avaliar a efetividade da estimulação
matricial. No caso do fraturamento hidráulico, a avaliação é feita com testes de poços pré e
pós-tratamento. Na estimulação matricial, essa abordagem é raramente justificada
economicamente. Normalmente, a eficácia é avaliada por aumentos aparentes no índice de
produtividade. Na prática, os aumentos no índice de produtividade (ou injetividade), embora
desejáveis, podem não fornecer uma imagem adequada da realidade.
57
O efeito skin total pode ser determinado a partir de um teste de poço. Os efeitos skin
mecânicos (tais como derivados de completações parciais e perfurações inadequadas) pode
muitas vezes sobrecarregar o componente de dano. Uma análise adequada deve permitir a
identificação e separação destes efeitos skin. Apenas a parte do efeito skin resultante de
danos pode ser removida por um tratamento de matriz, o que deve reduzir o efeito skin total.
Além disso, para ser rentável, o volume injetado e o tempo de bombeio devem ser
minimizados.
Várias tentativas têm sido feitas para avaliar a eficácia de um tratamento de
estimulação de matriz monitorando a evolução do efeito skin em tempo real. Monitoramento
para avaliar a eficácia do tratamento indica se modificações são necessárias, trazendo
benefícios para os projetos futuros.
Muitos pesquisadores têm desenvolvidos técnicas de avaliação dos tratamentos de
estimulação matricial, algumas dessas técnicas estão descritas nessa seção.
4.7.1. Monitoramento da evolução do efeito skin durante o tratamento
Em muitos tratamentos de estimulação são coletados dados de pressão de cabeça
de poço e vazões de injeção. Igualmente, esses dados devem ser coletados para o fundo do
poço. Devido às condições dos tratamentos de estimulação, não é possível utilizar as
válvulas de pressão e medidores de fluxo de fundo do poço. Sendo assim, normalmente, as
condições de fundo de poço são extrapoladas da superfície por um balanço de energia
mecânico simples e estimativas das perdas hidrostáticas e de fricção.
Diferentes tentativas têm sido feitas para interpretar as pressões de cabeça de poço
(ou as pressões de fundo de poço extrapoladas) e as vazões de injeção em termos das
melhorias do tratamento. Várias técnicas têm sido utilizadas para analisar a evolução do
efeito skin desses registros.
4.7.1.1. Técnica de McLeod e Coulter
Cada fase da injeção ou parada durante o tratamento é considerada um teste curto e
individual (McLeod e Coulter, 1969). As análises da pressão transiente dos dados de
pressão do tratamento de estimulação fornecem a permeabilidade da formação e mostram a
condição da formação em torno da cabeça do poço antes e depois do tratamento.
58
Os resultados não são apresentados em termos de efeito skin, mas em termos de
permeabilidade e do raio da zona danificada (ou seja, a curta duração do teste tem um raio
limitado de investigação), ainda assim o objetivo é o mesmo: o efeito skin pode ser
relacionado com as propriedades da zona danificada.
A técnica apresenta algumas limitações:
A análise da pressão transiente só é válida se o efeito skin não muda enquanto um
conjunto de dados de pressão para uma interpretação particular é coletada. Este não
é o caso quando são injetados fluidos reativos na formação para remover danos.
Medições de efeito skin são possíveis apenas em tempos descontínuos durante o
tratamento, normalmente, antes ou depois. Assim, a análise em tempo real não é
viável.
4.7.1.2. Método de Prouvost e Economides
A técnica apresentada por Prouvost e Economides (1987) permite o cálculo contínuo
do efeito skin durante o tratamento. A técnica é baseada na comparação contínua das
pressões medidas e simuladas. Uma boa descrição do reservatório é presumida, incluindo o
tipo de modelo e variáveis de poços e reservatório.
Este método simula a resposta de pressão do reservatório para a injeção de fluidos
usando a sequência das taxas de fluxo medidas durante a execução da operação. A
diferença entre a pressão simulada e a atual é a atribuída à mudança do efeito skin.
O método pode ser executado em tempo real. A pressão de fundo de poço pode ser
calculada devido as medições dos valores da pressão de cabeça de poço, como mostrado
anteriormente.
4.7.1.3. Método de Behenna
A técnica que amplia a ideia de Prouvost e Economides (1987) foi proposta por
Behenna (1994). Ele foi responsável por considerar os efeitos de agentes divergente
subtraindo a queda de pressão criada pelo agente a partir da pressão de fundo de poço
utilizado no cálculo efeito skin. O efeito pseudoskin causado pelo agente divergente corrige
a resposta de pressão observada pelo aumento de pressão causado pela presença do
divergente. A Figura 4.6 mostra o aumento do efeito skin com a presença do agente
desviador.
59
Figura 4.6 – Evolução do efeito skin com desviador
FONTE: Behenne, 1994
4.7.2. Avaliação de Pós-Tratamento
Algumas outras técnicas de avaliação de tratamento de estimulação de matriz estão
disponíveis, e estão descritas nos itens seguintes.
4.7.2.1. Análise de Retorno do Líquido
Almond et al (1990) mostrou que o balanço de massa dos fluidos injetados e
retornados e o percentual relativo da reprecipitação de silicato permite determinar os níveis
de gasto de vários ácidos na formação e nos depósitos do poço. Com essa análise pode-se
ajustar os parâmetros dos ácidos injetados para evitar a precipitação secundária.
4.7.2.2. Levantamento com marcadores
O uso de vários marcadores radioativos colocados estrategicamente no fluido ou
com o divergente pode fornecer informações sobre a eficácia dos tratamentos de matriz.
Podem indicar, por exemplo, em quais locais foram mais atingidos pelo tratamento. Isso
poderia ser útil para identificar se a primeira injeção alcançou os locais desejados ou se os
60
fluidos ficaram presos pelas zonas de alta permeabilidade, podendo indicar a necessidade
de mudança no projeto.
61
5. Caracterização de Incrustação
A estimulação de poços é o processo realizado para aumentar a produtividade ou
injetividade dos poços de petróleo, o qual pode tornar viável a exploração de um campo. A
acidificação matricial é um dos tipos de estimulação, que pode ser realizada em
reservatórios de arenitos ou carbonatos.
Além do aumento da produtividade dos poços, o uso de ácidos pode compreender
também a prevenção, adiamento ou remediação de problemas de incrustação (scale). Essa
é uma aplicação frequente deste tipo de operação, pois a incrustação é um problema usual
nos campos de petróleo, e que causa prejuízos consideráveis, muitas vezes tornando a
produção inviável. Os principais parâmetros que influenciam a deposição de incrustações
são a temperatura, a composição da água e uma redução na pressão parcial de dióxido de
carbono (CO2) dissolvido. A incrustação, muitas vezes torna-se mais grave com o aumento
da produção de água e por processos de recuperação avançada de petróleo empregando
salmouras incompatíveis (Crowe et al, 1994).
As incrustações inorgânicas são formadas por sais de baixa solubilidade em água,
que, quando precipitam, podem aglomerar-se em diferentes pontos do sistema de produção,
causando perda parcial ou até mesmo total da vazão de produção, acarretando o
fechamento do poço e custos operacionais extras de intervenção e limpeza, que são
prejuízos considerados graves à operação dos poços.
As incrustações podem ocorrer, por exemplo, na formação, no canhoneado, nas
telas de contenção de areia (gravel pack), na tubulação de produção, nos equipamentos de
sub-superfície (válvulas, bombas), de superfície (vasos separadores, tanques, bombas, etc.)
e sistemas de reinjeção de água. A Figura 5.1 mostra uma linha de descarte de água que
sofreu uma grande diminuição em seu diâmetro interno devido à deposição de incrustação.
62
Figura 5.1 – Incrustação em uma tubulação de descarte de água (P-40)
FONTE: GOMES e COSTA, 2009
A incrustação é uma das maiores causas de perdas de produção em campos
petrolíferos maduros, sendo, uma das mais importantes causas de intervenção nos poços
nos quais vêm sendo injetado água no reservatório por um longo tempo.
As incrustações inorgânicas mais comuns são de carbonato de cálcio, sulfato de
bário, sulfato de estrôncio e sulfato de cálcio, os quais são compostos de baixa solubilidade
na água.
5.1. Causas da Incrustação
Embora o principal motivo para a formação de incrustações seja mudança de
temperatura ou pressão, saída de gás, mudança de pH, ou contato com água incompatíveis,
muitas águas produzidas que se tornaram saturadas e propensas a incrustação nem sempre
o produzem.
Na indústria de petróleo são essas as principais causas de incrustação (Arai&Duarte,
2010):
63
Variações de pressão, temperatura, concentração, pH, etc. que ocorrem normalmente ao
longo do processo de produção do petróleo.
Mistura de águas quimicamente incompatíveis entre si, sob condições físicas favoráveis. A
água de formação encontra-se inicialmente em equilíbrio químico com a rocha e os
hidrocarbonetos presentes, possui concentração de íons Ca2+ e Ba2+, além de outros.
Normalmente, utiliza-se como água de injeção, a água do mar que possui ânions como o
SO42-, além de outra concentração de íons. No caso de mistura entre as duas águas pode
haver incompatibilidade, e consequentemente a precipitação de compostos insolúveis como
o sulfato de bário, estrôncio ou cálcio. O BaSO4 (sulfato de bário) é o composto mais
complexo por ter menor solubilidade e maior dificuldade de remoção.
Quando uma fração de gás dissolvido (CO2, por exemplo) se separa da fase óleo/água na
pressão de bolha, durante o fluxo dos fluidos do reservatório para a superfície, a
consequência é o deslocamento do sistema para um novo ponto de equilíbrio (mudança de
pH) mediante a precipitação de sais supersaturados na fase aquosa.
Evaporação da água.
Metabolização de bactérias que liberam o gás sulfídrico (H2S), que ataca os equipamentos e
produzem sulfeto de ferro, o qual posteriormente é depositado.
Troca catiônica entre os cátions da água de injeção e os cátions das argilas. Neste caso,
quando houver a dolomitização, a água se tornará rica em cálcio, resultando na precipitação
de carbonato ou, eventualmente, sulfato de cálcio.
5.2. Danos causados
Bamidele, Falode & Omole (2009) citaram as seis regiões onde mais ocorrem
deposição de incrustação, são elas: no poço injetor, na região próxima ao fundo do poço
injetor, no reservatório entre o poço de produção e o poço injetor, na região com dano do
poço produtor, no poço produtor e nas instalações de superfície.
A incrustação causa inúmeros danos, ocasionando prejuízos graves. Os principais
danos causados são: a redução do diâmetro interno, a diminuição ou perda total da vazão, o
aumento da perda de carga nas linhas de produção e elevados custos relacionados à
intervenção e limpeza.
64
5.3. Tratamento de poços sujeitos a incrustação
Alguns métodos de tratamento estão disponíveis para prevenção/correção de
problemas relacionados à incrustação. A escolha do método a ser utilizado deve
compreender uma análise econômica, relação custo-benefício, que deve ser feita,
preferencialmente, na fase de planejamento do desenvolvimento.
Os principais métodos corretivos são: remoção química (utilização de solventes
químicos) e remoção mecânica (utilização de ferramentas, exemplo: flexitubos). Enquanto
que os métodos de prevenção são: injeção contínua de inibidores de incrustação através do
sistema de gás lift ou de uma linha capilar exclusiva; dessulfatação da água do mar e
Squeeze de inibidor de incrustação.
Em geral, é acordado que a maneira mais eficaz de lidar com o problema de
formação de incrustações em campos de petróleo é pelo uso de inibidores de incrustação,
que atuam como modificadores de crescimento de cristais químicos, a fim de prevenir ou
retardar a formação de scale. No entanto, se a formação de incrustação não pode ser
evitada - ou se a estratégia para prevenir a sua formação falhou - serão necessários
tratamentos corretivos. A remoção de depósitos de incrustações é, geralmente, realizada
através de meios químicos ou mecânicos. Quando dissolventes são aplicáveis e estão
disponíveis, quase sempre, os tratamentos químicos para remoção de incrustação são
preferidos. Tais tratamentos são consideravelmente menos caros que métodos mecânicos
e, além disso, podem ajudar a remover incrustação da formação na área do reservatório
próxima ao poço.
5.4. Processo de formação de incrustação de BaSO4
5.4.1. Caracterização da Água do Mar
Normalmente, em projetos offshore, a injeção de água como método de recuperação
secundário é prevista no projeto inicial do campo. A escolha da água do mar é normalmente
feita devido a sua disponibilidade e abundância.
Ela apresenta elevada salinidade, em torno de 3,5%, ou seja, em cada 100 g de
água do mar existem 3,5 g de sais (Schmiegelow, 2004). A água do mar apenas necessita
de um processo de filtragem simples por apresentar baixos teores de sólidos, teor de óleo e
graxa (TOG) ausente e pequeno tamanho de partículas, isso a favorece para escolha de
injeção. Para todos os oceanos, embora a quantidade total de sais dissolvidos seja variável,
65
as proporções relativas dos principais elementos (Sódio – Na+, Cloro – Cl-2, Magnésio –
Mg+2, Cálcio – Ca+2, Potássio – K+, Sulfato – SO4-2) são constantes. Nesta elevada
salinidade destaca-se a alta concentração ânions de sulfato (SO42-). E quando esta água
entra em contato com a água de formação ou é misturada com a água produzida, pode
provocar a deposição de sais solúveis e insolúveis, resultando na formação de incrustações.
5.4.2. Caracterização da Água de Formação
A água de formação, também conhecida como água conata, é a água que está
trapeada no reservatório desde a sua formação. Ela está em contato direto com diversos
grãos minerais, que podem ser encontrados em forma de elementos químicos na água de
formação. Por isso, como característica essencial, a água de formação apresenta
concentrações consideráveis de cátions metálicos, tais como, bário, estrôncio e cálcio.
Os campos submetidos à injeção de água começam a produzir, inicialmente, a água
de formação, sendo esta com as suas características inalteradas, como por exemplo, as
concentrações de cátions metálicos. Após algum tempo de produção de água, a água
produzida irá apresentar uma menor concentração destes sais metálicos, e a água injetada,
em projetos offshore normalmente água do mar, chega ao poço produtor. Sendo assim, a
água produzida passa a ter características tanto da água de formação quanto da água do
mar. Logo, esta água produzida conterá, além dos cátions metálicos, alguns ânions e até
mesmo sais dissolvidos.
5.4.3. Caracterização do BaSO4
O sulfato de bário é um sólido cristalino branco, e como dito anteriormente, pouco
solúvel em água. Sua formação ocorre com a reação química entre a água de injeção e a
água de formação, como mostrado na equação (21).
𝐵𝑎(𝑎𝑞)2+ + 𝑆𝑂4
2−(𝑎𝑞)
→ 𝐵𝑎𝑆𝑂4(𝑠) (21)
O sulfato de bário destaca-se como o mais insolúvel dentre as incrustações mais
comuns na indústria do petróleo. É importante ressaltar que a solubilidade deste sal é
diretamente influenciada tanto pela temperatura quanto pela força iônica da solução. As
mudanças de temperatura estão relacionadas com a variação da solubilidade, isto pode
ocasionar muito problemas ainda que não haja supersaturação da solução na água injetada,
66
pois esta pode se tornar supersaturada antes de atingir o reservatório, podendo ocorrer
precipitação do sal no poço.
As incrustações de sulfato de bário são comuns em vários campos de petróleo do
mundo, daí a importância do conhecimento do seu mecanismo de formação, do tipo e a
quantidade de deposição e a sua localização para, em função disto, se tomar medidas
preventivas e/ou corretivas. Na fase inicial de desenvolvimento de um campo de petróleo é o
momento ideal para avaliar e prever os possíveis futuros problemas de incrustações, para
que a estratégia de gerenciamento destas incrustações seja planejada da melhor maneira
possível. É nesta fase que se decide, por exemplo, a compra de uma planta de
dessulfatação para remover os íons sulfatos da água do mar a ser co-injetada com a água
produzida, o esquema de completação dos poços, entre outros. Além disto, é fundamental
que um planejamento seja feito visando à seleção de um inibidor de incrustação (Mackay,
2001).
67
6. Estudo de caso
No presente capítulo, será descrito a aplicação de sucesso de dissolventes de
incrustação usados nos campos de Bijupirá e Salema, localizados na Bacia de Campos.
Além disso, será feita uma comparação da operação de remoção de incrustação realizada
em Bijupirá e Salema com um caso encontrado na literatura. O objetivo é fazer uma
compilação da eficiência mostrando a melhor prática utilizada.
6.1. Estudo em Bijupirá e Salema
Bijupirá e Salema estão localizados na Bacia de Campos, aproximadamente 145 km
a leste de Macaé no estado do Rio de Janeiro. A Shell é a proprietária do ativo, e tem a
Petrobrás como parceira. O FPSO Fluminense é a plataforma utilizada para a produção,
armazenagem e transferência de óleo e gás dos campos. O início da produção foi em
agosto de 2003. A lâmina d’água é de 400-870 metros. No geral, as areias do reservatório
no campo Bijupirá são caracterizadas como canais turbidíticos não consolidados e lobos em
uma configuração de acomodação de talude não confinado, e é portador de óleo de
27,7°API. Em Salema, o reservatório é formado por duas unidades de areia, com um
sistema mais inferior de melhor qualidade e uma areia de qualidade mais baixa na parte
superior com conteúdo de folhelho elevado portador de óleo de densidade entre 29° e
31°API. As areias dentro do Grupo Campos são conhecidas como Formação Carapebus
enquanto os folhelhos são conhecidos como Formação Ubatuba. O mecanismo primário de
produção é o de expansão de fluido com pequeno grau de apoio aquífero, já o mecanismo
de recuperação secundária se dá pela utilização de injeção de água (ANP, nº 931/2014).
Amostras de incrustação originados do campo de Bijupirá e Salema foram analisadas
e verificou-se ser composto principalmente de BaSO4. Quanto à localização da incrustação,
os principais locais afetados são os poços e a área do reservatório próxima ao poço.
(Marlow&Jordan, 2005).
Foi realizado um Teste Estático de Dissolvente de incrustação nas amostras
retiradas do campo, a avaliação foi feita da dissolução estática e a formação potencial de
danos do EC6475A (composto de EDTA e DTPA), um dissolvente químico de sulfato com
aplicação em muitos campos petrolíferos em todo o mundo. O desempenho deste químico é
acrescido através da aplicação de um solvente mútuo EC9610A, que pode reduzir a
formação de blocos de água.
68
6.1.1. O laboratório
A Nalco Champion é a empresa responsável pelo gerenciamento das operações que
envolvem químicos no campo de Bijupirá e Salema, o qual é operado pela Shell.
Os testes descritos no presente trabalho foram realizados pela Nalco Champion Ltd
no Laboratório Aberdeen Technology para avaliar o impacto de injetar inibidores de
incrustação (EC6475A e EC9610A) a fim de remover deposição de colunas de produção e
da região próxima ao poço. Este produto químico foi considerado adequado para aplicação
nos campos de Bijupirá e Salema.
6.1.2. Químicos
Os compostos químicos apresentados nessa seção são todos de formulação da
Nalco Champion. As Tabelas 6.1 e 6.2 descrevem os químicos que fazem parte do pacote
do tratamento de scale squeeze.
Tabela 6.1 – Dissolvente de Sulfato de Bário
Nome do químico EC6475A
Sistema Poços
Proposta Dissolver scale de BaSO4
Ponto de Injeção Poço/Bullheading
Princípio Projeto de Scale Squeeze
Frequência de Injeção Quando necessário
Função Aumentar o IP do poço e aumentar a efetividade durante o Scale Squeeze
Estratégia de Aplicação
Dissolventes de BaSO4 são aplicados no tratamento para dissolver possíveis depósitos do mineral nos poços, tubos e telas. Os ingredientes ativos dos dissolventes são usualmente sais alcalinos de EDTA e DTPA (ácido penta-acético) (pH 8-11).
FONTE: Elaboração Própria
69
Tabela 6.2 – Solvente Mútuo
Nome do químico EC9610A
Sistema Poços
Proposta Mudar a molhabilidade das rochas de formação
Ponto de Injeção Poço/Bullheading
Princípio Projeto de Scale Squeeze
Frequência de Injeção Quando necessário
Função Mudança da molhabilidade das rochas durante a ação do solvente mútuo
Estratégia de Aplicação
O solvente mútuo é um produto químico surfactante usado para alterar a molhabilidade da rocha durante o scale squeeze, a fim de melhorar a adsorção do inibidor de scale na formação rochosa. Além disso, o solvente mútuo é utilizado como parte da receita de solução de dissolvente.
FONTE: Elaboração Própria
6.1.3. Metodologia do Teste
Os testes de dissolventes de incrustação foram realizados a 60°C. A Figura 6.1
mostra o efeito da temperatura sobre o processo de dissolução como uma função de bário
dissolvido usando EC6475A como uma solução a 35% em 2% de KCl. Este dado destina-se
a mostrar o impacto da temperatura do fluido dissolvente e se a região próxima ao poço foi
arrefecida, logo, as taxas de dissolução foram significativamente aumentadas.
70
Figura 6.1 - Comparação da dissolução de barita em 35% de EC6475A entre 93 °C e 40 °C
FONTE: Adaptada de Marlow&Jordan, 2005
O procedimento experimental está detalhado a seguir, e descreve as técnicas que
são atualmente aplicadas para examinar a dissolução de incrustação de sulfato.
1. 100 ml de solução contendo o dissolvente de scale na concentração apropriada
(dissolvente puro ou diluído em água destilada/salmoura) foi adicionado a uma
garrafa de plástico (de resina de polietileno de alta densidade) de 150 ml e colocado
num forno à temperatura requerida (até 90°C) por uma hora para equilibrar.
2. 10 g de incrustação mineral preparado foi rigorosamente pesado em um segundo
frasco de polipropileno.
3. A solução de dissolvente de incrustação foi então adicionada ao frasco que contém
os minerais, e agitada vigorosamente. Os frascos foram subsequentemente
substituídos no forno à temperatura de ensaio e um relógio de paragem foi iniciado (t
= 0).
4. Em t = 30 minutos as garrafas de amostra foram agitadas.
5. Em t = 1 hora, 1 ml da amostra do líquido flutuante foi retirada usando uma pipeta
automática e foi adicionado no tubo de teste uma solução de 9 ml de solução de
estabilização como descrito no procedimento de amostragem posteriormente.
6. Na sequência, os frascos foram agitados, tal como descrito acima, e substituídos no
forno.
71
7. O passo cinco foi repetido em t = 2, 4, 6, 8, 24 e 48 horas. Para as amostras
recolhidas no tempo 48 horas, os frascos de ensaio foram agitados 1 hora antes do
recolhimento das amostras, tal como descrito acima. A massa de incrustação
dissolvida foi calculada com base em um teste repetido ao longo de 8 horas em que
os sólidos foram recuperados e filtrados para 0.45 µm (a Nalco Champion padronizou
este teste em 0.45 µm).
6.1.4. Amostragem e Análise
O procedimento de amostragem foi realizado da seguinte forma: A solução de
estabilização/diluição continha 10.000 ppm de inibidor de scale polivinil sulfonato (PVS) e
3000 ppm de potássio (como KCl) em água destilada. A solução de 10.000 ppm de PVS tem
mostrado estabilizar de forma eficaz a amostra e, assim, evitar qualquer re-precipitação de
amostragem. O potássio foi incluído nesta solução para agir como um inibidor de ionização
para a determinação de Absorção Atómica (AA) de bário, estrôncio ou cálcio. Ao tubo de
ensaio foi adicionado 9 ml desta solução de KCl/PVS, à temperatura ambiente usando uma
pipeta automática. Após o intervalo de tempo desejado, 1 ml do líquido flutuante foi
removido usando uma pipeta de 1 ml e imediatamente adicionado aos 9 ml de solução de
KCl/PVS. Uma nova prova de 1ml foi utilizado em cada amostra. As amostras diluídas foram
em seguida analisadas por Espectroscopia de Plasma Indutivamente Acoplado (IPC) para
os íons de interesse particular (bário, estrôncio, cálcio). Para o estrôncio e o cálcio, diluições
adicionais seriam necessárias.
A taxa e o grau de diluição são determinados em termos de [Ba] / [Sr] / [Ca]
presentes na solução como função do tempo de residência. Desta maneira, a eficácia
relativa de formulações de dissolventes de scale diferentes pode ser comparada. A
temperatura do teste também pode ser investigada para avaliar o impacto sobre as taxas de
dissolução. Esta informação pode ajudar na concepção da duração do tempo de imersão do
tratamento de dissolução, bem como a atividade mais econômica do produto a ser aplicado.
A Tabela 6.3 mostra as composições de cada amostra utilizadas no teste.
Tabela 6.3 – Composição A e B usadas no Teste
EC9610A EC6475A 3% KCl
Diluição A 15% 35% 50%
Diluição B 15% 50% 35% FONTE: Adaptada de Marlow&Jordan, 2005
72
6.1.5. Resultados do Teste Estático
As Figuras 6.2 e 6.3 mostram os níveis de concentração dos íons de bário ao longo
dos testes de dissolução utilizando as composições A e B para dissolver amostras de
incrustação A e B. A Tabela 6.4 mostra a porcentagem de dissolução por massa obtida por
cada diluição em cada uma das amostras de scale. A diluição B (50% EC6475A) apresenta
o melhor desempenho dissolvendo 20,4% de scale da Amostra A em 8 horas e 29,4% da
Amostra B.
Tabela 6.4 - %Dissolução em cada amostra
% Dissolução (m/m)
Amostra de incrustação Diluição A Diluição B
Amostra A 16.0 20.4
Amostra B 20.6 29.4 FONTE: Adaptada de Marlow&Jordan, 2005
Figura 6.2 - Bário em solução durante a dissolução da Amostra A
FONTE: Adaptada de Marlow&Jordan, 2005
73
Figura 6.3 – Bário em solução durante a dissolução da Amostra B
FONTE: Adaptada de Marlow&Jordan, 2005
Quanto à massa total de incrustação dissolvida, a Diluição B é mais eficaz do que a
diluição A. A massa máxima de incrustação contendo bário é quase alcançada após 8 horas
reação como resultado de repetidas imersões.
6.2. Estudo em campo do Mar do Norte
Jordan et al. (2000) escreveram um artigo sobre a aplicação de dissolventes para a
remoção de sulfato de bário e incrustações mistas de sulfato, que são os mais difíceis de
remover quimicamente devido à sua estabilidade termodinâmica. Alguns dissolventes
comerciais com base em ácidos amino carboxílicos tais como EDTA e DTPA, têm mostrado
uma dissolução do sulfato de bário bem-sucedida quando aplicados apropriadamente. Neste
artigo foram apresentados os resultados de um teste estático experimental do efeito de
dissolução de incrustação de sulfato de bário e outros minerais do reservatório. Nestes
testes, três dissolventes de incrustação comerciais, denotados SD1, SD2 e SD3, foram
avaliados quanto ao seu desempenho comparativo em amostras de barita mineralógica.
Outros testes mediram o nível de dissolução obtido com SD3 comparado com outras
amostras de DTPA e EDTA. O SD3 é composto de EDTA e DTPA adicionado de ácidos
carboxílicos orgânicos e catalisadores. No presente trabalho, será feito uma comparação
entre a dissolução do EC6475A com o SD3, pois essa é uma comparação razoável devido à
concentração dos dois dissolventes utilizada nos testes. Por isso, neste tópico será descrito
apenas os resultados do dissolvente SD3.
74
O material de reservatório utilizado para os testes é originado do Mar do Norte, em
campo operado pela Chevron. O reservatório é arenítico do Eoceno, caracterizado por areia
não consolidada.
6.2.1. Metodologia do Teste
O método utilizado para mensurar a dissolução de incrustação de sulfato está
detalhado a seguir:
1. 100 ml de uma solução de dissolvente de incrustação na concentração adequada foi
colocado em um frasco de 150 ml de polipropileno, e posteriormente, o frasco foi colocado
em um recipiente com água à temperatura de ensaio por mais de 1 hora, a fim de permitir o
equilíbrio. A concentração adequada é, neste caso, 50% de SD3 em água destilada.
2. 10 g de barita foi colocada num segundo frasco de polipropileno.
3. A solução de dissolvente de incrustação foi adicionada ao frasco que contém a barita, e
agitada vigorosamente. Os frascos foram subsequentemente substituídos no banho de água
à temperatura de ensaio e um relógio de paragem foi iniciado (t = 0).
4. Em t = 30 min, as garrafas de amostra foram agitadas (invertidas por aproximadamente
10 vezes).
5. Em t = 1 hora, 1 ml da amostra do líquido flutuante foi retirada usando uma pipeta
automática e foi adicionado no tubo de teste uma solução de 9 ml de solução de
estabilização como descrito no procedimento de amostragem posteriormente.
6. A seguir amostragem, os frascos foram agitados, tal como descrito acima e substituídos
no banho de água.
7. Passo 5 foi então repetido em t = 2, 4, 6, 8, e 12 horas.
8. Outras amostras foram retiradas em t = 24 e 48 horas. Para estas amostras finais, os
frascos foram agitados uma hora antes da amostragem.
9. Para as amostras recolhidas em t = 24 e 48 horas, uma porção separada do liquido
flutuante foi filtrada através de filtros de 0,2 µm antes do passo 5. Este procedimento de
filtração para essas amostras foi usado exclusivamente para garantir a qualidade de
amostragem.
75
6.2.2. Amostragem e Análise
Foi preparada uma solução contendo 1000 ppm de inibidor de incrustação ácido
polifosfino carboxílico (PPCA) e 3000 ppm de potássio (KCl) em água destilada e esta foi,
em seguida, ajustada para pH > 8. Foi retirado 1 ml da solução de liquido flutuante utilizando
uma pipeta automática de 1 ml e adicionado em 9 ml de solução de estabilização,
garantindo que a amostra está livre de partículas. As amostras foram coletadas e analisadas
para o bário por ICP em t = 1, 2, 4, 6, 8, 24 e 48 horas, como descrito acima. A amostragem
realizada desse modo mostrou, previamente, extinguir eficazmente as soluções e evitar
qualquer precipitação após a amostragem.
6.2.3. Resultados do Teste Estático
A Figura 6.4 mostra a performance do dissolvente SD3 (50% em solução) em uma
temperatura de 50 °C. Pode-se destacar que em t=48 h, a concentração de bário dissolvido
é de 4000 ppm.
Figura 6.4 – Concentração de Bário durante a dissolução do SD3 na temperatura de 50 °C.
FONTE: Adaptado de Jordan et al., 2000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Co
nce
ntr
ação
de
Bár
io (
pp
m)
Tempo (horas)
Concentração de Bário em função do tempo (ppm) Temperatura de 50 graus
76
A Figura 6.5 mostra a performance do mesmo dissolvente em uma temperatura de
80 °C, os níveis de dissolução em ambas as temperaturas são bem similares, no entanto,
vale ressaltar que o aumento da temperatura que as amostras estão submetidas aumenta a
quantidade de bário dissolvido.
Figura 6.5 – Concentração de Bário durante a dissolução do SD3 na temperatura de 80 °C.
FONTE: Adaptado de Jordan et al., 2000
A Figura 6.6 mostra uma interpolação da performance do dissolvente SD3 para uma
temperatura de 60 °C. Essa temperatura foi escolhida para realizar uma comparação mais
realística entre os dissolventes EC6475A e SD3.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Co
nce
ntr
ação
de
Bár
io (
pp
m)
Tempo (horas)
Concentração de Bário em função do tempo (ppm) Temperatura de 80 graus
77
Figura 6.6 – Interpolação da Concentração de Bário durante a dissolução do SD3 para a temperatura
de 60 °C.
FONTE: Adaptado de Jordan et al., 2000
6.2.3.1. Cálculos da Interpolação da Concentração de Bário
A Tabela 6.5 mostra as concentrações de bário nas temperaturas de 50 °C e 80 °C, e
a memória de cálculo, feita em Excel, para as concentrações de bário para a temperatura de
60 °C.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Co
nce
ntr
ação
de
Bár
io (
pp
m)
Tempo (horas)
Concentração de Bário em função do tempo (ppm) Temperaturas de 50, 60 e 80 graus
Concentração 80 graus Concentração 50 graus Concentração 60 graus
78
Tabela 6.5 – Concentrações de Bário nas dissoluções do SD3 a 50,80 e 60 °C.
Linha 1 Coluna A Coluna B Coluna C Coluna D
Linha 2 50 °C 80 °C 60 °C
Linha 3 Tempo (h) Concentração de
Bário (ppm) Concentração de
Bário (ppm) Concentração de Bário (ppm)
Linha 4 2 200,00 625,00 =(((60-80)/(50-80))*(B4-C4))+C4
Linha 5 4 500,00 2250,00 =(((60-80)/(50-80))*(B5-C5))+C5
Linha 6 6 900,00 3750,00 =(((60-80)/(50-80))*(B6-C6))+C6
Linha 7 8 1250,00 5500,00 =(((60-80)/(50-80))*(B7-C7))+C7
Linha 8 24 2500,00 6750,00 =(((60-80)/(50-80))*(B8-C8))+C8
Linha 9 48 4000,00 8250,00 =(((60-80)/(50-80))*(B9-C9))+C9
FONTE: Elaboração Própria
A Tabela 6.6 mostra as concentrações de bário na temperatura de 60 °C utilizadas
para compor o gráfico mostrado na Figura 6.6.
Tabela 6.6 – Concentrações de Bário na dissolução do SD3 à 60 °C.
Concentração de Bário (ppm) Tempo (h)
341,67 2
1083,33 4
1850,00 6
2666,67 8
3916,67 24
5416,67 48
FONTE: Elaboração Própria
6.3. Resultados
Neste estudo de caso foram apresentados testes em dois campos diferentes com
distintos pacotes de dissolvente de incrustação.
No Teste Estático, com amostras do campo Bijupirá e Salema, verificou-se que a
maior parte de incrustação que se dissolveria o fez depois de 8 horas de reação. Isto sugere
a reaplicação de dissolvente fresco sobre a área a ser tratada depois de 8 horas. O impacto
da temperatura de reação também foi delineado com este teste a ser realizado a 60 °C.
Ambas as soluções avaliadas (35% EC6475A e 50% EC6475A) mostraram a dissolução
muito eficaz entre 20% e 30% de incrustação dissolvida dependendo da amostra (Amostra A
79
ou Amostra B). Sendo dissolvido em 8 horas a 60 °C, a aplicação do dissolvente em
temperatura mais elevada aumentaria a dissolução significativamente.
No Teste Estático, com amostras de um campo do Mar do Norte, verificou-se que a
dissolução apresentada pelo dissolvente SD3 é significativa. O impacto da temperatura
também foi considerado neste teste, e mostrou-se que apesar dos níveis de dissolução
serem similares à 40 e 80 °C, o aumento da temperatura alcança melhores resultados em
relação a quantidade de bário dissolvido.
A comparação entre as metodologias dos dois campos é possível e razoável, pois a
litologia nos dois casos é a mesma, a concentração de cada dissolvente e a temperatura
utilizada nos testes são similares.
A Figura 6.7 mostra a comparação da dissolução de bário nos dois diferentes testes.
Destaca-se que a dissolução ligada ao Teste Estático de Bijupirá e Salema é maior.
Mostrando que a metodologia utilizada neste campo, além de trazer benefícios à produção,
é comparativamente superior à metodologia encontrada na literatura.
Figura 6.7 – Comparação entre as dissoluções de sulfato de bário com os dissolventes
EC6475A e SD3.
FONTE: Elaboração Própria
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Concentração de Sulfato Bário (EC6475A 50%) Concentração Sulfato de Bário (SD3 50%)
80
O tratamento de incrustação projetado para os poços de Bijupirá e Salema mostrou-
se eficaz, trazendo os benefícios necessários, tanto operacionais quanto econômicos. Os
principais são: boa dissolução do bário presente nas tubulações e na formação,
recuperando a produtividade dos poços; bom tempo decorrido até tornar-se necessário um
novo tratamento.
81
7. Conclusão
Os métodos de estimulação de poços são altamente usados na indústria de petróleo
a fim de melhorar a produtividade/injetividade dos poços de petróleo, podendo maximizar os
lucros ou permitir uma produção economicamente viável. Desses métodos podemos
destacar a acidificação matricial, a qual foi delineada nesse trabalho. Além disso, foi
mostrada uma aplicação desta técnica no gerenciamento de incrustações - injeção de ácido
para dissolver esse dano.
A acidificação de matriz pode ser muito benéfica para muitos poços de óleo, gás e
água danificados, mas não todos os tratamentos de matriz com ácido são bem-sucedidos,
mesmo quando o poço se encontra severamente danificado. Uma análise completa e
precisa dos poços e da formação, do projeto de tratamento, a supervisão e
acompanhamento da operação são necessários para atingir o máximo benefício da
acidificação de matriz. As altas taxas de falhas para este tipo de tratamento estão
diretamente ligadas à seleção incorreta de candidatos e ao inadequado projeto de
tratamento. A seleção e colocação da solução ácida envolvem química e tecnologia
complexas, sendo assim, a transferência de informação do projeto é melhor alcançada
através de softwares de projeto. Essa abordagem estruturada para a seleção de candidatos
e do projeto de tratamento deve aumentar a taxa de sucesso da operação e aumentar a
produção de poços candidatos.
A precipitação de compostos que causam incrustação ocorre, principalmente, devido
a mudanças de temperatura ou pressão, saída de gás, mudança de pH, ou contato com
águas incompatíveis. Essa incrustação pode ocorrer na coluna de produção, na formação,
nos poços injetores, nos equipamentos de superfície, nas válvulas e bombas, causando
muitos danos, principalmente, ligados à perda total ou parcial da vazão.
Muitos métodos foram desenvolvidos a fim de evitar a formação, e posterior
precipitação desses compostos. Mesmo em campos, onde os métodos de prevenção são
utilizados, faz-se necessário utilizar as técnicas de remoção desses compostos no caso de
falha ou de insuficiência do tratamento preventivo principal. A remoção química é
amplamente utilizada devido aos menores custos e altas taxas de sucesso.
No campo de Bijupirá e Salema, as amostras de incrustação recuperadas indicam
ser composto, principalmente, de BaSO4. Isso ocorre devido ao contato da água injetada –
água do mar – com presença de SO4-2 com a água de formação com presença de Ba+2. O
caso de sucesso deste campo foi a aplicação de pacote de dissolvente composto por um
dissolvente de BaSO4 (EC6475A) a fim de dissolver os possíveis minerais e um solvente
82
mútuo (EC9610A) a fim de melhorar a adsorção do dissolvente. As soluções avaliadas
mostraram a dissolução muito eficaz entre 20% e 30% de incrustação dissolvida. No Teste
Estático, com amostras de um campo do Mar do Norte, verificou-se que a dissolução
apresentada pelo dissolvente SD3 também é significativa. A comparação analítica entre os
pacotes de dissolventes aplicados nos dois campos mostrou que o EC6475A é capaz de
dissolver uma maior quantidade de sulfato de bário nas formações areníticas do tipo de
Bijupirá e Salema e do campo do Mar de Norte. No processo de seleção de dissolventes de
incrustação para aplicação nos reservatórios e poços, o potencial de dano à formação que o
dissolvente avaliado pode ocasionar é avaliado e levado em consideração, além da
quantidade de dissolução dos produtos. No entanto, vale ressaltar que os dois pacotes de
dissolventes não mostraram nenhum tipo de dano ou prejuízo às formações.
83
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