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ACIDIFICAÇÃO.

1) Introdução:

As operações de acidificação são caracterizadas pela injeção de um ácido ou misturas ácidas em uma formação. Embora sejam chamadas corriqueiramente de “estimulação”, tem por objetivo a remoção de um dano induzido ou pré-existente na formação, restaurando suas condições de fluxo, ou seja, removendo o dano observado. O resultado final pode variar bastante, dependendo das condições de contorno, podendo ser observada desde a remoção parcial do dano (DR>1) até a estimulação da formação (DR<1). No contexto das operações ditas especiais, pode-se dizer que são um segmento dos tratamentos matriciais, que englobam a injeção de um sem número de substâncias na formação, abaixo da pressão de fratura. Os primeiros relatos da utilização de ácidos para melhorar as características de produção (ou injeção) de uma formação remontam a década de 30, conforme o relato abaixo, extraído do “Reservoir Stimulation”, publicação da Schlumberger: “Os resultados obtidos pelo uso de ácido na produção de óleo e gás, não são mais hipotéticos. Onde quer que haja produção a partir de carbonatos, sua utilização é recomendada.” Esta citação é de “O Valor da Repetição de Tratamentos Ácidos” - P. E. Fitzgerald da Dowell Inc.em 1934. Fitzgerald escreveu, “Agora é reconhecido que todo poço é um problema em si mesmo, e deve ser analisado individualmente para que sejam obtidos os melhores resultados”. É interessante notar que os precursores dos Tratamentos Matriciais perceberam a importância da diagnose precisa para sucesso de tratamento, como um passo fundamental na moderna engenharia de Acidificação. Além disso, é interessante notar que a “era da acidificação” começou há mais de 30 anos seguindo este conceito. Levou um longo tempo para superar a corrosão em colunas e revestimentos, um dos problemas fundamentais da acidificação. Como indica a história, somente após a superação dos problemas de corrosão é que a acidificação começou com força total. A história da acidificação remonta 1895, quando o Ohio Oil Company acidificou poços de óleo e gás com significantes aumentos de produção; porém, com severa corrosão do revestimento, o que tornou o processo impopular. Um ano depois, uma patente foi emitida à Herman Frasch de Standard Oil Company. A patente descrevia o uso de ácido clorídrico (HCl) em poços com formações calcárias mas não focou o problema da corrosão. Somente em 1928 o ácido foi novamente utilizado, quando o problema de descarte de salmoura, bem como a produção de salmoura, ganhou importância.

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Dr. Herbert Dow, cedo em sua carreira, posicionou garrafas contendo ácido nos poços de salmoura com a finalidade de aumentar sua produção. Porém, os resultados não eram satisfatórios, em grande parte por causa da corrosão e os materiais caros exigidos para proteger os equipamentos metálicos. Assim, o Dow Chemical Co. iniciou um projeto para desenvolver o primeiro inibidor de corrosão para ácidos. Em 1931, Dr. John Grebe da Dow Chemical descobriu que o ácido arsênico agia como um inibidor de corrosão. Depois, sais de cobre foram usados com arsênico para evitar a formação de precipitado de arsenato de cálcio e logo foi observado que os inibidores orgânicos eram muito superiores. Logo após a descoberta do arsênico como inibidor, este foi utilizado em campo pela Dow e pela Pure Oil Company para tratar com sucesso o poço Fox nº 6, de Greendale Pool, Michigan, em fevereiro de 1932. Quinhentos galões de HCl foram sifonados para o poço, que resultou inicialmente “morto” poço, seguido de uma produção de 16 BOPD. Assim, acidificação renasceu e a Dow formou o Dow Well Services Group que logo passou a ser chamado de Dowell. Três anos depois, a pequena companhia de Petróleo, Halliburton Oil Well Cementing Co. de Duncan, Oklahoma, começou a comercializar o serviço de acidificação. Em 1935 os Drs. Gibi e Stoesser da Dowell escreveram: “A acidificação comercial de poços de óleo e gás, embora inexistente há quatro anos atrás, agora é praticada em todo o país. A Dowell Incorporated tratou aproximadamente 6000 poços de óleo e gás obtendo um ganho médio de produção de 412 %. Somente no Michigan central, um sexto da produção de óleo total é resultante de tratamentos ácidos, indicando um ganho líquido de $5,000,000 para as companhias de óleo.” Quando isto foi publicado em World Petroleum, o preço do óleo era $1.00 por barril e acidificação era dirigida para formações calcárias. Desde então, a tecnologia de acidificação se expandiu, levada pelas descobertas de hidrocarbonetos em vários tipos de formações, todas com problemas específicos. A acidificação de arenitos com ácido de fluorídrico (HF) foi praticada no Texas em 1933, seguida da patente pela Standard Oil Company; porém, os testes de campo não foram bons por causa do plugueamento da formação. O uso comercial do HF em arenitos ocorreu na costa do Golfo do México em 1940, quando a Dowell introduziu o mud acid, uma mistura de HCl e HF. A Dowell descobriu que o HCl ajudava a manter o pH baixo, além de diminuir formação de precipitados danificantes. Seguindo este evento, a aplicação de acidificação em arenitos expandiu-se rapidamente e com ela, vários problemas químicos e mecânicos foram encontrados. Numerosos sistemas de aditivos foram desenvolvidos para resolver os problemas de sludging, emulsões ácido-induzidas, cleanup de ácido gasto, penetração ácida e migração de finos. Paralelamente, foram desenvolvidas técnicas para melhorar a distribuição do ácido pelas zonas a serem tratadas durante acidificação.

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E a acidificação progrediu pelas eras seguintes: • 1950 - 1960s - A ênfase foi o desenvolvimento de aditivos para tratar emulsões, borras, ácido gasto, e melhorar a cobertura das zonas. Além disso, foram realizados estudos da física da acidificação em calcários e das reações secundárias de acidificação em arenitos. A ênfase no inchamento de argilas mudou para a migração de finos, com o desenvolvimento de numerosos agentes de controle. Foram introduzidas resinas solúveis como agentes divergentes para melhorar a distribuição dos tratamentos. • 1970s - A maior penetração do HF foi tentada através do bombeio de fases alternadas de HCl /HF, misturas com ácido de fluobórico e uma mistura de metilformato e HF. • 1980s – Divergência com espuma e o uso de flexitubo foram introduzidos para melhorar a divergência. Sistemas de análise de produção se tornaram uma ferramenta comum do engenheiro de design. Foram usados computadores para ajudar em todas as fases de projeto, inclusive seleção de candidatos, design de tratamento, monitorando da execução (avaliação de real-tempo da evolução do skin ) e avaliação pós-tratamento. • 1990s—Os sistemas computacionais evoluíram mais rapidamente e tornaram-se mais amigáveis, incorporando capacidade de predição de produção, softwares econômicos, geoquímicos e de avaliação in sito. Foram introduzidos aditivos ambientalmente corretos e houve também um melhor entendimento da química de acidificação de arenitos. Também foi dada ênfase no tratamento matricial como um todo, através da Engenharia de Acidificação. Foram feitos grandes avanços desde que o primeiro tratamento ácido foi executado e, como os poços tendem a ficar mais complicados (horizontais, HTHP, condições econômicas, etc), a tecnologia de tratamento matricial terá de se expandir para contornar estes problemas, continuando a ser uma ferramenta extremamente útil no futuro. 2) Acidificação: Como foi dito acima, a acidificação é uma técnica que tem sido usada extensivamente desde que os anos trinta para melhorar a produção de óleo e de gás e também melhorar injeção de água, ou mesmo gás. Acidificação é realizada injetando um fluido (por exemplo, ácido associado ou não a um solvente) para dissolver e/ou dispersar materiais que prejudicam a produção em arenitos ou criar novos canais de fluxo entre o poço e uma formação carbonática. Neste tipo de operação, os fluidos são injetados abaixo da pressão

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de fratura da formação (McLeod, 1984). Estima-se que os tratamentos de matriz constituem 75% a 80% de todos os tratamentos de formação (matriz e fraturamento) realizados mundialmente. Também mundialmente , indica-se que cerca de 50% dos poços tenham algum dano significativo mas que somente 1% a 2% destes são tratados.

Melhorias de produção significativas podem ser alcançadas com tratamentos matriciais, se os mesmos forem desenhados corretamente. Uma taxa de sucesso maior que 90% é bastante razoável. A sistemática empregada no design destas operações, consiste em selecionar o candidato, caracterizar o dano existente na formação, definir a técnica de acidificação, desenhar o tratamento, executar e avaliar os resultados. Definir uma acidificação inclui muitas tarefas e uma metodologia baseada nos melhores dados e conhecimentos disponíveis, infelizmente, normalmente incompletos. No entanto, isto não significa que um tratamento será mal sucedido. O processo é um ciclo contínuo, começando com a fase diagnóstico, do design, progredindo pela execução e, finalmente, fases de avaliação para desenvolver melhorias. 3) Seleção de Candidatos: A seleção de um candidato para um tratamento matricial é baseada na baixa produtividade (existência de dano) e no diagnóstico das causas do problema. Fracasso em obter condições de produção econômicas, por si só, não torna o poço candidato a um tratamento, uma vez que as limitações podem ser resultantes das características do reservatório, que não podem ser resolvidas por uma acidificação.

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A seleção de candidato requer uma avaliação precisa do que um determinado intervalo pode produzir sem a presença do dano, parâmetros que devem ser fornecidos pelos engenheiros de reservatório (interferências de acidentes geológicos, cross flow, produtividade, dano, etc). Também devem ser verificadas as condições de produção, a fim de avaliar se não existem falhas mecânicas em equipamentos ou sistemas de elevação.

4) Caracterização do dano da formação: Uma vez que foi estabelecido que um poço está produzindo abaixo de seu potencial, uma avaliação da causa e da provável localização da restrição ao fluxo deve ser feita (Krueger, 1986, 1988). A diagnose pode estar baseada em uma revisão do histórico do campo, plugs da formação, mineralogia da formação e propriedades dos fluidos produzidos (por exemplo, água e óleo), como também registros de pressão e perfilagem. O processo de procurar e peneirar pela massa de dados, levantando pistas para um problema particular de um poço, é muito facilitado pela utilização de bancos de dados e sistemas especializados. No fim, a engenhosidade e o treinamento da pessoa que analisa os dados e a aplicação de ferramentas de engenharia, são críticos para uma diagnose correta.

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O desafio é reconhecer a causa do dano, com a informação disponível. Em muitos casos, não é possível caracterizar o dano de formação completamente. Se a diagnose for incerta, é recomendado priorizar as causas prováveis e projetar um tratamento abrangente. Assim, múltiplas causas podem ser aventadas, todas elas devendo ser consideradas no projeto do tratamento.

(Reservoir Stimulation/2000)

5) Determinação da Técnica de Tratamento: Seleção da técnica de tratamento é baseada na produtividade desejada, litologia, limitações operacionais e várias outras considerações. Normalmente o parâmetro produtividade define técnica de acidificação. Por exemplo, se 90% de redução do skin em um arenito garantem a produção desejada, então o tratamento matricial será a técnica mais custo-efetiva. Se tratamento matricial não pode ser realizado, então a viabilidade de um fraturando deve ser avaliada. Em carbonatos, tanto fraturamento ácido, fraturamento propado, quanto acidificação de matriz são aplicáveis. Porém, se a acidificação de matriz tiver boas perspectivas de obter a produtividade desejada, ela provavelmente será a técnica economicamente mais indicada. 6) Seleção de Fluidos e Aditivos: Identificação da causa e da posição do dano (sempre estimada, mas raramente conhecida) definem o design do tratamento. A química dos fluidos de acidificação é escolhida para dissolver ou dispersar material danificante, ou, no caso de carbonatos, para criar canais alternativos de alta permeabilidade, através da zona danificada. O sistema de fluidos de tratamento deve ser selecionado com base na experiência de campo e em testes de laboratório, podendo ser derivados de sistemas especializados.

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Aditivos químicos, como também pré e post flushes, são selecionados para aumentar a ação do fluido de tratamento principal, prevenindo a corrosão ácida ou a perda de produtividade devido a sub produtos de reação. Um pequeno exemplo pode ser visto no fluxograma abaixo (Reservoir Stimulation/2000):

(Reservoir Stimulation/2000)

7) Simulação e planejamento do bombeio: O volume dos fluidos bombeados pode ser baseado no volume de material e ser removido, ou, mais comumente, na profundidade da formação que se deseja tratar. Ele também tem de levar em consideração a ineficiência na divergência das diversas fases. A experiência de campo e as facilidades operacionais ditam a técnica de tratamento e o tipo de divergência, mecânica ou química, a ser empregada. Além disso, considerações a respeito dos efeitos destrutivos sobre a formação / agente de contenção de areia, devem ser observados, para evitar a produção de areia ou a destruição do gravel pack. A seqüência de bombeio pode ser definida com base na experiência de campo e aperfeiçoada com o uso de simuladores matemáticos que permitam o estudo dos efeitos do design, a retroanálise do processo. O uso de simuladores de campo, quando validados, pode ser de grande ajuda para estabelecer os volumes de tratamento, a seqüência/parâmetros de bombeio e as quantidades/tipos de divergentes a serem utilizados. Além disso, a retroanálise pode fornecer uma avaliação importante do comportamento das diversas fases, possibilitando a sua otimização para operações posteriores.

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Abaixo, um exemplo de planilha utilizada na programação de uma operação:

3.2) Intervalos superiores :

Nome do poço

Tipo de teste, número e data

Formação

Raio de drenagem (m) 500-1000Intervalo (m) 2572,5-2590; 2598-2612Poço correlato

Poço PVT

Net pay vertical (m) 28,5Net pay horizontal (m) -Hd (dist do topo ao poço/net pay vertical) 0Canhoneio - tipo/densidade /fase –> frac-packContato gás / óleo (m) -Contato óleo / água (m) -2898BSW (%) 0

RGO (m3/m3) 97

Compressibilidade total (1/(kg/cm 2)) 108 x 10-6

Viscosidade do óleo na formação (cp) 6Grau API 22Bo 1,2Porosidade média (%) 31Temperatura da formação (F @ m) 162 @ 2670Permeabilidade (mD) 2000-3000Saturação de água (%) 25Saturação de óleo (%) 75

Pressão estática (Kgf/cm2 @ m) 289 @ -2700 (datum)

Ponto de bolha (psi) 3605

Vazão de produção (m3/d) 800

IP (m3/d/Kgf/cm2) 48

Dano / Skin RD < 2

4) PARÂMETROS OPERACIONAIS:

PRESSÕES (psi)

Teste de linhas 5 000Pressão de bombeio 1000 psi + perda de carga

VAZÕES (bpm)ÁCIDO CLORÍDRICO/MUD ÁCID/NH4Cl 3 - 4

5) TRATAMENTO ÁCIDO: Vide planilha de composição/co nsumo.

5.1) Estágios / Fases - Intervalos inferiores (CRT- 100):

NÚMERO DE ESTÁGIOS POR INTERVALO: 1FASES POR ESTÁGIO: VOLUME (BBL)1 - Mistura de solventes 1172 - NH4Cl 1173 - HCl @ 10% 1174 - MUD ACID 10/1 1175 - HCl @ 10 % 1176 - NH4Cl - OVER FLUSH 250

4800Fratura da formação em condições estáticas (NO FUNDO)

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SOLVENTES 585,0 bbl 24570 gal

PRODUTOXILENO 500 gal/mgal 12285,0 gal 46.498,7 litrosDIESEL 500 gal/mgal 12285,0 gal 46.498,7 litrosBUTILGLICOL 0 gal/mgal 0,0 gal - litros

0 gal/mgal 0,0 gal - litros

HCl @ 10 % (c/Seq.de Fe) 200,0 bbl 8400 gal

PRODUTOÁGUA DOCE 587,0 gal/mgal 4931 gal 117,40 bblHCl a 31% 294 gal/mgal 2469,6 gal 58,8 bblEDTA 50 lb/mgal 420,0 lb 190,9 kgHAI 85 15 gal/mgal 126 gal 477 litrosNE19LB 4 gal/mgal 33,6 gal 127 litrosBUTILGLICOL 100 gal/mgal 840,0 gal 3.179,4 litros

HCl @ 10 % 970,0 bbl 40740 gal

PRODUTOÁGUA DOCE 587,0 gal/mgal 23914 gal 569,39 bblHCl a 31% 294 gal/mgal 11977,6 gal 285,2 bblHAI 85 15 gal/mgal 611,1 gal 2313 litrosNE19LB 4 gal/mgal 162,96 gal 617 litrosBUTILGLICOL 100 gal/mgal 4.074,0 gal 15.420,1 litros

MUD ACID 10/1 % 585,0 bbl 24570 gal

PRODUTOÁGUA DOCE 558 gal/mgal 13710 gal 326,43 bblHCl a 31% 323 gal/mgal 7936,1 gal 189,0 bblBifluoreto de Amônia 133 lb/mgal 3267,8 lb 1485,4 kgHAI 85 15 gal/mgal 368,55 gal 1395 litrosNE19LB 4 gal/mgal 98,28 gal 372 litrosBUTILGLICOL 100 gal/mgal 2.457,0 gal 9.299,7 litros

NH4Cl 2385,0 bbl 100170 gal

PRODUTOÁGUA DOCE 975 gal/mgal 97639 gal 2.324,7 bbl

NH4Cl 317 lb/mgal 31753,9 lb 14.433,6 kg

POLIBAC 60 0,5 gal/mgal 50,1 gal 189,6 litrosULTRAWET 70 4 gal/mgal 400,7 gal 1.516,6 litrosBUTILGLICOL 0 gal/mgal 0,0 gal - litros

VOLUME A FABRICAR

COMPOSIÇÃO TOTAL

TOTAL

TOTAL

TOTAL

COMPOSIÇÃO E PREVISÃO DE CONSUMO DE PRODUTOS QUÍMICOS

COMPOSIÇÃO

VOLUME A FABRICAR

COMPOSIÇÃO

VOLUME A FABRICAR

TOTAL

COMPOSIÇÃO

VOLUME A FABRICAR

VOLUME A FABRICAR

COMPOSIÇÃO

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8) Análise econômica: Embora uma análise econômica preliminar seja feita durante o processo de seleção do candidato ao tratamento, uma análise final deve ser realizada após a execução da operação. Devem ser cruzadas as predições de produção com o resultado final, ajustado o tempo de retorno e demais parâmetros econômicos. Normalmente, os engenheiros de reservatório mostram simulações neste sentido nas reuniões de planejamento de intervenção. 9) Execução: A execução do tratamento é um passo freqüentemente negligenciado pelo seu elaborador, mas é obviamente crítico para o processo. Cuidados devem ser tomados na monitoração dos materiais utilizados e na condução do tratamento, garantindo que o pessoal envolvido disponha das informações necessárias à boa condução do processo. Um controle de qualidade primário dos materiais deve ser realizado, antes que os mesmos cheguem à locação, devendo ser feita nova verificação imediatamente antes do preparo dos fluidos. Deve-se garantir a condução da operação por pessoas treinadas na técnica a ser utilizada e nos padrões a serem seguidos. Da mesma forma, a comunicação entre as pessoas envolvidas deve ser assegurada durante todo o período de operação. Utilização de equipamentos modernos de aquisição e/ou transmissão de dados é altamente recomendável, pois permitem uma melhor avaliação/controle do processo tanto durante a execução como na pós operação. 10) Avaliação: Avaliação do tratamento consiste em analisar os dados “post - job”, comparando a reação da formação aos fluidos injetados e os resultados obtidos, de forma a não somente tentar explicar os acontecimentos, como também a gerar aperfeiçoamentos para as operações futuras. Neste processo, não apenas os dados adquiridos são importantes, como também as impressões dos executores devem ser levadas em consideração, pois podem refletir no resultado operacional e econômico de operações subseqüentes. Todos esses dados podem servir para calibrar simuladores computacionais que permitam aperfeiçoar todas as etapas de design e execução. Além disso, a massa de dados proveniente das diversas operações deve ser submetida a um tratamento estatístico, com o cruzamento das diversas características das formações e dos equipamentos, de poço e bombeio, além das técnicas de divergência e bombeio utilizadas, de forma a permitir o estabelecimento de um “modus operanti” preferencial para uma determinada formação/campo.

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11) Caracterização do dano à formação: Caracterização do dano é um passo fundamental no processo de acidificação. Esta etapa define os fluidos a serem utilizados no processo. Como, normalmente, o tipo específico de dano é muito difícil de ser determinado, a maioria dos tratamentos são compostos, visando remover todos os possíveis causadores do problema, além de prevenir efeitos colaterais eventuais. Para facilitar esta “determinação do dano” e ao menos estreitar as possibilidades, deve-se investigar detalhadamente, o histórico das operações preliminares, o histórico do campo e, finalmente, o histórico de tratamentos anteriores. Se estas etapas não indicarem o que pode ser utilizado, ao menos dirão o que não poder ser empregado para tratar a formação. Outro importante instrumento, são os testes de laboratório, principalmente os realizados com plugs e fluidos da formação, que podem definir as interações fluido/fluido e rocha/fluido, tanto em relação aos sistemas utilizados nas operações que precederam o problema, quanto para avaliar possíveis efeitos negativos do fluidos a serem utilizados no tratamento. É interessante comentar que os testes de laboratório podem ser mais úteis para definir quais fluidos não danificam a formação, do que quais servirão, efetivamente, para remover o dano. Outro ponto muito importante, consiste no fato do correto cuzamento dos dados, evitando idéias pré-concebidas que podem levar tanto à escolha errada dos fluidos de tratamento, quanto à utilização desnecessária de atitivos / sistemas de fluidos. Novamente, dúvidas relativas a pseudo-danos, tais como defeitos em equipamentos e falhas no sistema de elevação artificial, deverão ter sido eliminadas antes da elaboração/execução do tratamento. 12) Determinação da técnica a ser utilizada: Um fluxograma genérico é mostrado na figura abaixo (Reservoir Stimulation, edição de 2000). De forma alguma ele deve substituir a experiência de campo/projeto, servindo, no entanto, como base para uma primeira orientação.

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(Reservoir Stimulation/2000)

13) Divergência: O êxito de tratamentos de acidificação de matriz depende do posicionamento dos ácidos para a remoção eficiente do dano. O ácido deve ser posicionado de tal forma que todos os intervalos potencialmente produtores recebam um volume suficiente deste. Se houver variações significativas de permeabilidade, seja natural ou provocada pelo dano observado, as zonas de momentânea maior permeabilidade, possivelmente menos danificadas, absorverão a maior parte do tratamento, deixando pouco ácido para tratar o que poderiam vir a ser as zonas de maior produtividade. Para alcançar a remoção uniforme do dano, a distribuição de fluxo original através do intervalo a ser tratado necessita ser alterada, a fim de propiciar o posicionamento uniforme do tratamento. Os métodos utilizados para alterar esta distribuição de fluxo são chamados genericamente de divergência, uma vez que o seu propósito é desviar (divergir) o fluxo de um intervalo que está sendo tratado para outro. O método de divergência que melhor se aplica a uma situação particular depende de muitos fatores, incluindo o tipo de completação, densidade e tipo dos canhoneados, tipo de fluido a ser produzido ou injetado, revestimento / cimentação e sua integridade, pressão e temperatura da formação.

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A forma mais segura de tratar uniformemente um intervalo é o seu isolamento mecânico, por exemplo, com packers infláveis/flexitubo (straddle packer), o que permite o tratamento seletivo de pequenas seções uma a uma, até cobrir todo o intervalo. Contudo, este método nem sempre é prático ou viável, podendo ser conveniente o uso de agentes divergentes para otimizar essa distribuição. Devemos sempre avaliar a possibilidade de bombear um volume de divergente à frente do tratamento, principalmente quando tratamos zonas altamente permeáveis, nas quais já exista uma elevada injetividade, apesar do dano observado. Os divergentes podem provocar um bloqueio total ou parcial do fluxo para a formação. Genericamente, eles podem ser classificados nas seguintes categorias:

1 - Esferas selantes; 2 – Agentes particulados degradáveis; 3 – Fluidos viscosos; 4 – Espumas; 5 – Mecânica.

13.1) Esferas Selantes: Estas esferas são transportadas nos fluidos de tratamento e são dimencionadas para obstruir os canhoneados que estão absorvendo fluidos. Com a obstrução, o fluxo é desviado para outro canhoneado, desempedido, que por sua vez é obstruído e assim por diante (figura ao lado). Teoricamente, quando todos os canhoneados forem bloqueados, ocorreria um “ball out”, causando um aumento significativo da pressão na superfície (não desejado). Quando o bombeio é paralisado e ocorre a equalização das pressões dentro e fora dos canhoneados, as esferas se desprendem, podendo ser produzidas ou caindo para o fundo do poço, a depender da sua densidade.

A esferas selantes estão disponíveis em uma grande variedade de materiais, densidades e tamanhos, sendo que as 7/8” são as mais comumente utilizadas.

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13.1.1) Diretrizes gerais para utilização de esfera s selantes: a) As tubulações deverão possuir um ID três vezes maior do que o diâmetro das esferas, se as mesmas forem lançadas em grupos. Se forem lançadas individualmente, não há a necessidade de maiores considerações.

b) Bolas devem ser utilizadas de acordo com suas especificações de temperatura e pressão. Em temperaturas moderadas, pode-se utilizar esferas compostas unicamente por borracha. Para temperaturas e pressões mais elevadas, deve-se utilizar esferas dnylon, revestidas com borracha. (RCN), que, por sinal, são as mais comuns. Acima de 350 °F, dev e-se utilizar esferas de resina fenólica recobertas com borracha; c) Quanto maior o diâmetro da coluna/revestimento, maior a vazão a ser empregada para assentar as bolas nos canhoneados; d) A vazão de bombeio tem de ser modelada de acordo com a relacão entre a densidade dos fluidos de tratamento e a densidade das esferas. A vazão aumenta com a flutuabilidade das esferas; e) Quanto maior a viscosidade do fluido carreador, maior a facilidade de posicionamento das esferas; f) Quanto menores as esferas, mais fácil o seu transporte, não devendo ser esquecido, contudo, que elas devem ser adequadas ao tamanho dos canhoneados; g) Nunca utilize uma esfera com o corpo interno menor do que os canhoneados. Elas devem ser, no mínimo, ¼” maiores; h) Da mesma forma que em outras operações, boa cimentação e canhoneados em bom estado também são requisitos para uma boa operação; i) A utilização de esferas em excesso é mais comum quando estas são “não flutuantes”. Um excesso da ordem de 50 até 100%, acima do nº de canhoneados, é necessário para se obter o “ball out” (não desejado); j) A literatura indica que bolas flutuantes são 100% eficientes para qualquer vazão acima de 0,4 gal/min/jt, ou 0,01 bpm/jt. Sendo assim, o nº de esferas selantes deste tipo deverá ser, no máximo, 10% maior que o nº de canhoneados.

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13.1.2) Definições: a) Resistência das esferas (ball strength): É o diferencial máximo de pressão que uma esfera pode suportar por um período definido à uma determinada temperatura, antes de sofrer extrusão (figuras abaixo). b) Vazão de assentamento: É a vazão mínima necessária para retirar uma única esfera do fluido carreador, sem a presença de fluxo vertical além dos canhoneados. Quando o fluxo vertical aumenta, a vazão necessária para para assentar a esfera também aumenta.

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13.1.3) Exemplo de desing: 13.1.3.1) Condições de contorno: Fluido: HCl @ 15% (d = 1.075); Bolas: 1,1 Vazão: 4 bpm; Zona: 200 ft com 2 jt/ft; Configuração do poço: 200 ft de revestimento 7”, 32lb/ft, N80, 5.000 ft de coluna 2 7/8”, 6,5 lb/ft, N80 (tubing). 13.2.3.2) Etapas:

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a) Calcular a velocidade de queda das esferas (Vs): Esferas não flutuantes: adicionar à velocidade de assentamento das esferas, a velocidade do fluido na coluna de operação. Esferas flutuantes: a velocidade de assentamento é negativa, sendo, por isso, subtraída da velocidade do fluido.

NOTA: Para Nº de Reynolds entre 1 000 e 200 000, o fator de fricção para uma esfera é aproximadamente constante e igual a 0,44. Exemplo: (Vs) = 24.4 ft/min, para baixo.

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b) Determinar a velocidade do fluido: Para determinar a velocidade de fluxo do fluido, divida a vazão pela área transversal das tubulações. Exemplo: Velocidade do fluido no revestimento de 7” = 111 ft/min; Velocidade de fluido na coluna 2 7/8” = 691 ft/min. c) Determinar a velocidade das bolas: A velocidade das esferas será a velocidade do fluido (b) mais (ou menos para as flutuantes) as velocidades de queda das bolas (a). Exemplo: Velocidade das bolas no 7” = 135 ft/min; Velocidade das bolas na coluna 2 7/8” = 716 ft/min. d) Determinar o tempo de trânsito das esferas: O tempo para transportar as bolas até os canhoneados é o somatório da divisão do comprimento de cada trecho de tubulação pela respectiva velocidade das esferas. Exemplo: Para 10,000 ft de 2 7/8” @ 716 ft/min + 200 m de revestimento 7” @ 135 ft/min = 15,4 min. e) Determinar o tempo de trânsito do fluido: Divida o volume das tubulações pela vazão. Exemplo: Volume = 65,1 bbl; Vazão 4 bbl/min, tempo de trânsito do fluido = 16,3 min. f) Determinar a defasagem das bolas em relação ao fluido: A defasagem é igual à diferença entre os tempos de trânsito do fluido e das esferas (lembrar que as esferas flutuantes estarão atrasadas) multiplicado pela vazão. Exemplo: Como as bolas são mais densas, estarão 3.5 bbl adiante da sua posição relativa de lançamento – chegarão antes do previsto. g) Calcular o volume mínimo do estágio: O volume mínimo será igual ao volme planejado para o tratamento mais a defasagem das esferas (3,5 bbl).

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Exemplo: Usando 100 gal/ft de fluido através do intervalo de 200 ft, teremos 20 000 gal (476 bbl) de ácido, mais 3,5 bbl, o que dá cerca de 480 bbl. h) Determinar a escala de injeção das bolas: Para o caso mais simples, teremos o volume total determinado anteriormente, dividido pelo nº de esferas. A taxa de injeção das esferas é obtida dividindo-se o este resultado pela vazão para obter nº de esferas /min. Exemplo: Para 0% de excesso, 480 bbl de fluido e 200 esferas teremos 1 bola a cada 2.5 bbl de fluido ou a cada 30 s. Para 100% de excesso, uma a cada 1.25 bbl de fluido ou a cada 15 segundos.

13.1.4) Utilização em poços desviados ou horizontai s: As maiores influências sobre a atuação das esferas em poços desviados ou horizontais são: o ângulo de desvio, a densidade da esfera; vazão, orientação dos canhoneados e o contraste de permeabilidade. Esferas de baixa densidade tendem a ocupar os canhoneados “superiores”, as mais densas os “inferiores” e as neutras se distribuem por ambos, com uma significativa tendência a assentar nos canhoneados orientados horizontalmente, favorecendo as orientações 0 – 180°. A velocidade axial mínima é da ordem de 40 – 50 ft/min ( d = 0,9 no topo e d = 1,2 no fundo), o que para 7” fornece 3 a 4 bpm. Um estudo feito por P.A. Bern indicou que 200 perfurações seria o número máximo possível de ser estimulado num único intervalo. Em seu estudo, as vazões mínimas variaram entre 0,025 e 0,1 bpm/jt. Nestas condições 20 a 100% das esferas 0.9 se alojaram nos canhoneados “superiores”, 0 a 69 % das 1,0 nos canhoneados inferiores, sendo que as esferas com densidades 1,1 e 1,2 apresentaram a mesma eficiência, para os canhoneados inferiores, que a observada para as 0,9. Também foi observado que foi mais fácil divergir com canhoneados defasados de 180° do que 90°. Fluidos viscosificados tem sido utilizados com sucesso para otimizar o assentamento das esferas selantes, reduzindo os efeitos de escorregamento e aumentando as forças para o desvio destas em direção aos canhoneados.

20

13.2) Agentes Particulados Degradáveis:

Estes tipos de agentes divergentes apresentam natureza química variada podendo apresentar diferentes granulometrias. O tipo mais adequado para uma determinada aplicação dependerá do tipo de completação, da formação, dos fluidos produzidos e do sistema ácido a ser utilizado.

Basicamente, eles funcionam da mesma forma, sendo filtrados a partir do

fluido carreador e formando um filme de baixa permeabilidade nas paredes da formação, nos túneis ou na entrada dos canhoneados. Este filme (filter cake) aumenta a resistência ao fluxo de injeção, causando o desvio para outras áreas nas quais pouco ou nenhum agente tenha sido depositado.

A figura 4 ilustra o efeito da injeção simultânea de resina solúvel em óleo

em dois testemunhos de 470 e 1400 mD, respectivamente. Uma vez que a vazão se estabilize, após o colchão divergente, ela é equalizada devido à formação do filme de divergente na face do testemunho de maior permeabilidade.

Apesar de aparentemente simples, os agentes particulados devem seguir

alguns critérios: a) Devem ser solúveis nos fluidos da formação ou nos de injeção;

b) Devem ser estáveis na temperatura de injeção do tratamento;

21

c) Devem possuir granulometria compatível com a formação e com o tipo de completação; d) Devem ser compatíveis com os fluidos de tratamento. 13.2.1) Exemplos de agentes particulados:

Considerações especiais devem ser tomadas para poços equipados com

contenção de areia, pois as partículas devem ser finas o suficiente para atravessar o sistema de contenção, mas devem ser, também, retidas pela formação.

Cloreto de amônio suspenso em meio viscoso saturado tem apresentado

excelentes resultados de divergência em formações areníticas sem contenção de areia, especialmente em operações com mud acid. As dificuldades iniciais estão sendo superadas, na medida que melhores equipamentos, que produzem suspensões mais eficientes, chegam ao campo. Estudos vem sendo realizados para estender sua aplicação.

Análise granulométrica do NH4Cl comercial

0,841

0,707

0,595

0,5

0,42

0,2 97

0,21

0,1770,149 0,1 25

0,25

0

10

2 0

3 0

4 0

5 0

6 0

7 0

8 0

9 0

10 0

0 , 0 10 , 11

Diâmetro da P artícula (mm)

22

Poços de gás seco merecem uma consideração especial, pois o gás não é

um bom agente solubilizante. Neste caso, deve-se considerar o uso de compostos sublimáveis ou que fundam na temperatura da formação tais como cera ou ácido benzóico.

Particularmente o ácido benzóico, especialmente o reprecipitado, teve um curto período de utilização como divergente em poços produtores de óleo, equipados com contenção de areia, pois, apesar de altamente eficiente, era de difícil remoção, implicando no bombeio de álcool, via flexitubo, logo após a operação para sua solubilização.

Cera micronizada pode ser utilizada para a divergência em poços horizontais, com o cuidado de selecionar formações com temperaturas pelo menos 35°F acima do seu ponto de fusão. Assim, gara nte-se que após o tratamento ocorrerá a fusão com a conseqüente remoção do agente, auxiliada também pela solubilização no óleo produzido. A cera reprecipitada ainda está em estudo.

13.3) Fluidos Viscosos:

Esta é uma área que apresentou bastante progresso na última década. Passamos de experimentos com goma xantana a substâncias capazes de resistir e viscosificar em meio ácido, mais, capazes não só de aumentar a viscosidade, mas de reticular e também de variar sua viscosidade de acordo com o pH do sistema (a viscosidade usualmente aumenta com o consumo do ácido). Atualmente, todos os sistemas desta natureza pertencem às Cias de serviço (SGA, VCA – Halliburton; SDA, Oil Seeker, Clear Frac – Schlumberger; BJ), o que os tornou especialmente eficientes em carbonatos.

23

Cada Cia possui um sistema com características um pouco diferentes das

demais, devendo as vantagens e desvantagens de cada um deles ser pesadas frente às necessidades de cada uma das operações. De forma geral, são relativamente fáceis de serem utilizados, podendo apresentar baixa ou alta viscosidade no momento do bombeio, a depender do sistema adotado.

É importante ressaltar que esses sistemas não bloqueiam totalmente o

trecho onde foram injetados, possibilitando um fluxo residual para a formação. Isso deve ser levado em conta no seu dimensionamento a fim de evitar perda da divergência durante a operação.

13.4) Espuma: O uso da espuma como divergente se iniciou na década de 90, devido à necessidade de um agente divergente, que não causasse problemas quando utilizado em gravel packs, os quais, por sua vez, inviabilizavam a utilização dos agentes disponíveis na época. Basicamente, elas possuem três componentes principais: a fase gasosa, a fase líquida e um tensoativo estabilizante. A percentagem de gás contida neste sistema é referenciada como “qualidade da espuma”, sendo 60 – 80 % uma faixa típica. Os gases utilizados podem ser o N2 (mais comum) ou o CO2 e a fase aquosa solução de NH4Cl, ou um ácido.

O processo de divergência é diferente do observado para os agentes particulados ou viscosos. O gás contido na espuma causa um aumento da saturação de gás nos trechos onde foi injetada, com conseqüente redução da permeabilidade ao líquido. Esta redução temporária de permeabilidade pode chegar a 1/1000 da permeabilidade original (figura 6 – teste com mud acid / espuma).

Da mesma forma que os agentes viscosos, a espuma também não

bloqueia completamente a formação e, sendo assim, os volumes de divergentes utilizados devem levar isso em consideração.

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13.4.1) Design:

a) Em arenitos, deve ser utilizada em permeabilidades acima de 50mD. Os

melhores candidatos estão na faixa de 100 a 2000 mD. b) Em carbonatos, devido à formação de wormholes e à dissolução da

matriz, que reduzem a sua eficiência, seu uso é recomendado apenas em baixas permeabilidades (≤≤≤≤ 1 mD).

c) Existe muita incerteza com relação ao volume dos estágios a ser

utilizado. As sugestões vão desde o suficiente para penetrar 1 m no trecho a ser divergido (Stim Lab) até 3 bbl/m por trecho de formação a ser divergido (Halliburton). A experiência de campo deve ser utilizada para a definição dos volumes que devem efetivamente ser utilizados em cada condição. O uso de registradores de fundo e análise posterior da eficiência/resultado da operação, podem ajudar bastante na definição do design.

Este problema é muito agravado no caso de carbonatos, pois a dissolução da matriz produz “vazios” que devem ser preenchidos pelo divergente, sendo assim, o volume de espuma deve considerar também o volume de carbonato dissolvido pelo ácido. A tabela 4 traz uma estimativa das proporções a serem empregadas nesses ambientes.

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d) O tamanho das tubulações também deve ser considerado. O colchão de

espuma deve ocupar pelo menos 50% do volume da coluna para minimizar os efeitos de mistura entre o divergente e as demais fases do tratamento. Da mesma forma, o tempo de trânsito da espuma deve ser limitado a 30 minutos.

e) A qualidade da espuma deve levar em consideração a permeabilidade da

formação a ser tratada. Para formações abaixo de 200 mD, a qualidade deve ser mantida na faixa de 65% a fim de evitar a indução de elevados gradientes de pressão. Para formações de alta permeabilidade, qualidades mais elevadas, respeitando o limite de 75% devem consideradas.

Ultimamente, o Meyer (simulador de fraturamento) tem sido utilizado para a

determinação das proporções de gás e líquido necessárias para a obtenção de uma espuma de qualidade pré-estabelecida. Este sistema, contudo, não permite uma boa estimativa das variações de pressão durante a remoção do dano, sendo inferior aos simuladores das Cias de serviço.

Abaixo, um exemplo de simulação utilizando o simulador Meyer, para um

arenito, em poço desviado. Observe que as variações de pressão no fundo, quando utilizamos espuma são relativamente pequenas, normalmente abaixo de 300 psi :

26

27

As Cias de serviço possuem simuladores eficientes, capazes de fornecer um serviço de melhor qualidade, no entanto, a confiabilidade varia bastante de acordo com a Cia, além, de uma certa resistência em fornecer estas informações quando o trabalho é executado por outrem.

f) A vazão a ser utilizada está relacionada com a qualidade da espuma.

Quanto mais elevada a qualidade, menor deve ser a vazão para se evitar fraturar a formação (figura 7).

13.4.2) Divergência Contínua com Espuma: Em intervalos muito longos e/ou muito permeáveis, quer seja em

carbonatos ou em arenitos, a utilização de espuma em estágios pode não ser adequada. Neste caso, a melhor opção é espumar todo o sistema de tratamento. Como 50% é considerada a qualidade mínima aplicável, pode-se, por exemplo, iniciar espumando todos os estágios da primeira fase do tratamento (pré-flush, main flush, over flush) @ 50%, aumentando a qualidade de 5 em 5 % até o máximo admissível para a formação.

A energização de todo o tratamento, pela incorporação de N2 em todas as

fases, também deve ser considerada para poços de baixa permeabilidade ou onde reconhecidamente teremos dificuldades de surgência. Isso pode minimizar significativamente o tempo para a limpeza do poço e os problemas de corrosão.

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13.5) Associação de Divergentes: Embora não seja uma prática muito comum, a associação de um ou mais

tipos de divergentes (viscosos espumados, viscosos e granulados, etc) pode produzir resultados muito bons, além de ampliar a aplicabilidade dos sistemas e sua eficiência. A experiência de campo deve nortear a escolha entre um sistema mais simples e tais associações.

14) Acidificação de arenitos.

A acidificação de arenitos foi significativamente aperfeiçoada na última década, graças a três fatores: análise de campo, pesquisa fundamental e pesquisa aplicada. Velhas teorias indicavam que após a acidificação de um arenito, teríamos como subprodutos, 10% de HCl, 3 500 mg/l de silício, uma pequena quantidade de alumínio e traços de sódio no ácido gasto recuperado. Estas suposições demonstraram ser incorretas e, em 1984, foi observado que muito pouco ácido vivo, nenhum silício e grandes quantidades de alumínio e sódio podiam ser observadas no retorno. Pesquisas posteriores revelaram a existência de um complexo conjunto de reações governadas pela concentração ácida, temperatura e mineralogia da formação. Desde então, sistemas ácidos foram desenvolvidos para minimizar os efeitos dos subprodutos de reação.

14.1) Análise da formação: Para desenvolver um tratamento bem sucedido, devemos conhecer

detalhadamente a mineralogia da formação no trecho em que ela vai ser acidificada. O mineral dominante e a temperatura da formação determinarão o tipo de preflush, a proporção entre HCl/HF e os volumes a serem utilizados. A presença de feldspatos de sódio e potássio, argilas (ilita) carbonatos e zeólitos (alumino silicatos) compõen um dos conceitos primários na definição da formulação a ser utilizada, uma vez que podem formar ou contribuir para a formação de precipitados altamente danificantes, tais como fluossilicatos de sódio e potássio, fluoreto de alumínio, durante tratamentos com MUD ACID (misturas HCl/HF). Argilas sensíveis também merecem considerações especiais uma vez que podem sofrer hidratação (inchamento) e obstruir os poros da rocha. Todos estes problemas podem ser evitados ou minimizados pelo planejamento correto do tratamento. Formações sensíveis ao HCl (contendo zeólitos) devem ser identificadas antes do planejamento do tratamento, evitando severa precipitação de subprodutos. Se possível, devemos realizar a identificação dos minerais presentes analisando um testemunho da formação referente ao trecho que será submetido ao tratamento. Para poços que não possuam essas amostras, deveremos recorrer aos poços de correlação ou às ferramentas de perfilagem ( Halliburton’s Spectral Gamma Ray Log, por exemplo).

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A sensibilidade dos arenitos aos tratamentos depende intrinsecamente da sua mineralogia, do tipo de dano, dos produtos de reação com a matriz/fluidos da formação, da temperatura e da permeabilidade da rocha. Quanto maior a proporção de silts, argilas e feldspatos, menor a permeabilidade e maior a sensibilidade da formação e o risco de um dano secundário vir a ser causado pelo tratamento. O volume de precipitados formado é proporcional ao volume de material que reage rapidamente com HF presente na rocha e, logicamente, em baixas permeabilidades, frações pequenas de materiais podem causar um grande estrago. Somado a isso, pode ocorrer migração de finos, com ou sem acúmulo secundário de subprodutos em suas superfícies. Embora a sensibilidade de uma formação ao tratamento não possa ser eliminada, ela pode ser grandemente reduzida pela seleção correta dos fluidos de tratamento. A solubilidade dos minerais presentes também é influenciada pela sua posição relativa na matriz. Argilas autigênicas, que se depositam nos poros da rocha, estão mais susceptíveis ao ácido, ao contrário das argilas dentríticas, que são depositadas juntamente com o restante dos componentes da matriz durante o processo de formação da rocha, ficando somente parcialmente expostas ao tratamento. A solubilidade dos arenitos ao HCl fica normalmente relegada ao seu conteúdo de carbonatos, podendo gerar um erro de projeto se outros minerais solúveis estiverem presentes, tais como clorita, zeólitos, óxidos e sulfetos.

Normalmente, se a solubilidade da rocha em HCl é maior que 20%, o HF não é recomendado, devido ao risco de precipitação de CaF2 e/ou CaSiF6. Clorita e alguns zeólitos (hidróxidos de cálcio e sódio, aluminossilicatos de sódio e potássio) são parcialmente solúveis em HCl podendo formar finos a partir das porções insolúveis causar. Os precipitados, mais prejudiciais, que podem ocorrer em reações com mud acid são os fluossilicatos de sódio, potássio e cálcio (MSiF6

-2), os quais são extremamente insolúveis e altamente danificantes, podendo ser evitados pelo pré-flush com HCl ou solução de cloreto de amônio. O mesmo recurso pode ser utilizado para evitar a formação de CaF2, pelo contato de HF com carbonatos. Deve-se ressaltar que não é necessário eliminar todo o carbonato da formação, sendo tolerados percentuais residuais da ordem de 6%. AlF3 e Al(OH3) podem ser evitados mantendo-se o pH abaixo de 2. Reações terciárias do AlF3 com os siltes e argilas são lentas abaixo de 200 °F. A precipitaç ão do Al e seus derivados pode ser evitada com agentes complexantes e buffers. Sílica gel sempre se forma em tratamentos com mud acid, contudo, sua precipitação normalmente fica restrita à superfície das argilas e dos siltes, ao final da reação de subprodutos do mud acid gasto com estes minerais. Contudo, este processo consome ácido podendo facilitar as precipitações de outros subprodutos se o conteúdo de HCl não for adequado.

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14.2) Mineralogia da formação:

A troca iônica nas argilas foi considerada inicialmente como um problema menor, entretanto, estudos recentes demonstraram que o impacto deste processo pode ser dramático quando fluidos salinos penetram profundamente na formação na presença de argilas que possuam grande capacidade de troca iônica (smectita ou mistas). Quando este fenômeno ocorre, os cátions presentes nas argilas são tocados com os existentes nos fluidos, alterando significativamente sua composição, sem, contudo, alterar a compatibilidade entre a formação e o fluido.

Pesquisas recentes envolvendo testes em colunas de 3 ft, preenchidas com areia e argilas demonstraram a importância da compatibilidade do fluido presente na formação antes e depois da troca iônica. Por exemplo, quando uma solução contendo 3% de NH4Cl flui através de uma argila “trocadora” transforma-se em uma solução com 3.3% de NaCl. A solução final é insuficiente para prevenir o inchamento, podendo causar perda de permeabilidade. Logo, neste caso, deveríamos utilizar uma solução mais concentrada de NH4Cl, algo como 5%, a fim de garantir que os teores de sal resultantes seja compatíveis com as argilas presentes.

Além do acima disposto, as argilas são, como os feldspatos, uma fonte de sódio, potássio e alumínio, podendo gerar precipitações secundárias pela formação de fluossilicatos.

a) Feldspatos de sódio e potássio - O principal problema com relação a estes minerais reside na precipitação de fluossilicatos, sendo que os de potássio são os mais problemáticos.

b) Carbonatos - Carbonatos consomem o HCl e podem causar a

precipitação de fluossilicatos e alumino silicatos do ácido gasto. c) Ilita - Devido à sua forma, pode migrar e pluguear as gargantas de poros

se forem sensibilizadas pela troca iônica. Além disso, também contém potássio, que pode causar precipitados.

d) Kaolinita – Dispersa-se em contato com baixa salinidade, causando

migração de finos e plugueamento. e) Smectita – É por excelência uma argila trocadora de “incha” em contato

com baixa salinidade. f) Argilas mistas - Da mesma forma que a smectita, são sensíveis à baixa

salinidade além de serem uma e de potássio. g) Clorita – Argila trocadora de íons que reage com HCl liberando íons

ferro. h) Mica (filossilicato) – É trocadora de íons instável na presença de HCl,

podendo causar precipitação de fluossilicatos.

31

i) Zeólitos – Muito sensível ao HCl, trocadores de íons e ricos em sódio, podendo provocar precipitação por fluossilicatos.

(Reservoir Stimulation/2000)

HF HCl SURFACE AREASolubility Solubility (m2 / gm)

Quartz (20/40m) Low No Very Low ( 2 )

K-Feldspar Low-Mod Very Low Low-Mod ( 5-29 )

Montmorillonite Very High Low Very High ( 80-700 )

Kaolinite High Low Low-Mod ( 24 )

Illite Very High Low Very High ( 100-150 )

Chlorite High Moderate High ( 20-40 )

Muscovite Mica Moderate Low Moderate ( 10-20 )

Calcite/Dolomite Very High * Very High Varied

SURFACE AREA / REACTIVITY ANALYSIS

MINERAL

32

14.3) Condicionamento da formação: O pré-flush pode aumentar significativamente o sucesso de uma

acidificação. O design desta fase (melhor dizendo, sistema), injetada antes do HF na formação, depende da presença de alguns minerais e é crítico para o sucesso do tratamento. Normalmente, o volume de pré-flush deve ser igual ao volume de Mud Acid, podendo ser modelado de acordo com informações mineralógicas, de tratamentos anteriores ou com base na experiência do campo.

Muitas formações são sensíveis ao HCl e seus minerais podem se decompor quando em contato com ele. Neste processo, íons de Fe, Al, Ca, e Mg, além de deixar um resíduo de sílica gel altamente danificante.

Minerais sensíveis incluem principalmente os zeólitos e as cloritas, mas todas as argilas podem ser instáveis, dependendo da temperatura da formação.

Para formações pouco sensíveis pode-se utilizar HCl, já para formações

altamente instáveis, recomenda-se a utilização de sistemas ácidos orgânicos como pré flush para o HF. Paradoxalmente, isso não quer dizer que o sistema ácido utilizado para o mud acid tenha de ser semelhante ao pré-flush, pois a presença de HF minimiza os efeitos do HCl sobre formações sensíveis por reduzir a formação de sílica gel.

Como sempre, ensaios de laboratório e a experiência da área devem orientar a elaboração das formulações.

33

14.3.1) Ácido acético: Como foi dito, apesar da sensibilidade de algumas formações ao HCl, elas

podem ser estáveis ao HAc e moderadamente estáveis ao ácido fórmico (HFor), contudo, a pequena capacidade destes ácidos em termos de troca iônica pode ser prejudicial a algumas argilas, sendo aconselhado, nesses casos, a utilização concomitante de NH4Cl na proporção de 5%. Outro ponto a ser considerado é a menor capacidade destes ácidos, particularmente do HAc, de dissolver carbonatos, tanto em termos de velocidade como em termos de temperatura.

Se os minerais trocadores de cátions (CEM Cátion Exchange Minerals –

stilbita, bentonita, zeólitos, smectita, ilita, argilas mistas e clorita) excederam 15%, além do cloreto de amônio, estabilizadores de argilas deverão ser utilizados como colchão à frente do pré flush.

14.3.2) Carbonatos:

A presença de carbonatos em teores superiores a 5% pode gerar

precipitados com alumino fluoretos complexos na medida que o HF gasto entra em contato com os carbonatos. Sendo assim, eles devem ser removidos de toda a área prevista para a penetração do mud acid, utilizando grandes volumes de pré-flush ácido e agentes complexantes que evitem a formação desses precipitados.

É necessário ter em mente que, embora o mud acid trate apenas poucas polegadas de formação, o mud acid gasto pode percorrer grandes trechos e entrar em contato com os carbonatos que ainda estiverem presentes (150 gal/ft penetram, para uma porosidade de 20%, em 5 ft de formação. Para evitar este problema, teríamos de utilizar 300 gal/ft de HCl).

14.3.3) Volume de pré-flush: As maiores exigências sempre recairão sobre as formações muito argilosas

(argilas sensíveis) que exigirão volumes da ordem de 100 gal/ft de HCl, 100 gal/ft de estabilizadores de argilas ou uma combinação de 50/50 de ambos. Casos extremos, nos quais a argilosidade ultrapasse 30%, devem ser tratados com 150 gal/ft de cada agente. Algo muito pouco utilizado no Brasil, mas bastante discutido em outros países, é a utilização de CO2 como pré flush. Estudos demonstraram que partículas molháveis (sílica gel, finos) ao óleo são formadas pela reação da formação com o HF na presença de hidrocarbonetos e que elas permanecem em suspensão, estabilizando emulsões. A solução consiste em remover os hidrocarbonetos da região de tratamento utilizando CO2 (100 a 200 gal/ft). Caso existam asfaltenos ou o CO2 seja pouco solúvel no óleo, pode-se utilizar colchões de xileno à frente para uma limpeza inicial, sendo este por sua vez removido pelo gás.

34

14.3.4) Soluções salinas:

Soluções salinas que permanecem compatíveis com as argilas depois da troca iônica são: 5% NH4Cl, 7% KCl, 5% CaCl2, and 6% NaCl. Elas possuem concentração suficiente para prevenir o inchamento. Para o nosso caso, mud acid e suas variações, o NH4Cl é, de longe, o sal mais seguro.

14.4) Tratamento Principal:

O dimensionamento da proporção HCl/HF pode ser obtido a partir da

planilha abaixo, para o caso de formações convencionais:

14.4.1) Reações: São três, as reações que governam a ação do mud acid sobre os arenitos: a) Reação primária: A reação primária consiste na ação do HF sobre a

formação, com o conseqüente aumento da permeabilidade. O HF livre reage com a sílica e principalmente, com os feldspatos e as argilas, resultando em fluossilicatos e fluoretos de alumínio. Todo o HF é consumido nesta fase, enquanto que somente uma pequena fração do HCl é utilizado. Esta reação é a reaponsável pela remoção do dano:

MzAlxSiyO(z/2 + 3x/2 + 2y) +6(x +y)HF => xAlF63– + yH2SiF6 + (z/2 + 3x/2 +2y)H2O + (3x – z)H+ + zM+

Onde M é um metal (K,Na, entre outros).

Seleção de form ulações para acidificação de aren itos Versão 1.0a

(1) INSTRUÇÕES

Entrar com todos os dados das tabelas abaixo. POÇO: VD-2 Intv. 2786 / 3193Ca so de sconhe ça a lgum de le s, d ig ite o va lor ze ro.

(2) DADOS DE ENTRADA

Com pos ição % em Obse rva çõe s:

m ineralógic a volum e (1) A som a de ilita/esm ectita, outras eQuartzo 61 ilita/sm ectita outras c lorita c lorita deve ser igual ao total de argila;A rgila 5 1 4 (2) A som a de feldspato potáss ico e sódi-Feldspato 34 18 16 co deve ser igual ao total de feldspatos ;

potáss ico s ódico (3) A som a das percentagens de quartzo, argila e feldspato deve ser 100% .

Temperatura da form ação (F) 169 (4) A tem peratura da reação é inferior à Perm eabilidade (m d) 1000 temperatura da form ação devido ao res-Solubilidade HCl (% ) 5 friam ento provocado pelo tratam ento.

(5) Deve-se arredondar as conc entracoes (3) FORM ULAÇÃO DO TRATAM ENTO de HF e HCl para valores us uais .

Faix a 1 Faix a 2 Faixa 3 Faixa 4 Faix a 5

Baix o teor de argila A lto teor de argila A lto teor de ilita e/ou f elds pato A lto teor A lto teor de

T<200 T>=200 T<200 T>=200 T < 125 125=<T<175 175=<T<200 200=<T<250 T >= 250 de c lor ita c arbonato

HF 0,7 0,7 1,1 1,2 1,5HCl 7,4 7,5 10,0 11,2 13,5HAc

Autor: Eduardo Ponce da M otta (CENPES/DIPLOT/SETEP - Tel. 812-6930)

Referênc ias : R.D. Gdansk i: F luos ilicate Solubilities Im pact HF Ac id Compos itions . Paper SPE 27404 (Feb. 1994).H. M cLeod: M atrix Ac idiz ing. JPT (Dec. 1984).C. Crowe et. al.: Trends in Matrix Ac idiz ing. O ilfield Review (Oct. 1992)

35

b) Reação secundária: Os fluossilicatos formados reagem com as argilas e

feldspatos. Esta reação libera grandes quantidades de alumínio e consome grandes quantidades de HCl formando precipitados de sílica. Como conseqüência, todos os fluossilicatos são consumidos restando somente os fluoretos de alumínio. O controle da precipitação de sílica é fundamental, entretanto, não pode ser prevenida se a temperatura for superior a 100 °F.

Aqui existe um conceito que nos atormenta em toda acidificação, pois embora a formação de sílica gel não seja um problema enquanto o ácido estiver em fluxo, ela pode causar plugueamento da formação caso o ácido permaneça parado. Recomenda-se, por isso, que o tratamento seja deslocado para além da região capaz de influenciar a produção e que a indução de surgência seja imediata.

Considerações sobre esta reação e o overflush também devem ser realizadas. O Overflush de HCl tem por função não somente manter o pH, mas também re-solubilizar os eventuais precipitados. Sob esta ótica, não devemos, a menos que a experiência de campo ou testes de laboratório assim o determinem, suprimir o HCl no over flush.

2yH2O + (x + z)H+ x/3H2SiF6 +MzAlxSiyO(z/2 + 3x/2 + 2y) => (y + x/3)Si(OH)4+ xAlF2+ + zM+ +(x/6+z/2)H2O

c) Reação terciária: Durante esta etapa, os fluoretos de alumínio reagem com argilas e carbonatos até que todo o ácido remanescente seja consumido, resultando em ácido gasto e uma solução contendo fluoretos complexos de alumínio. Se o pH aumentar, ocorrerá, na presença de sílica gel, a precipitação de alumino silicatos. Excesso de ácido, uso concomitante de ácidos orgânicos (3 a 5 %) e seqüestradores podem prevenir este problema.

14.5) Volumes de Mud Acid:

Dobrar o volume de um mud acid 1.5%, não produz o mesmo efeito que a

utilização do mesmo mud acid a 3%. O uso de concentrações menores torna o mud acid mais seletivo e direcionado para as argilas e feldspatos ao invés da areia. Como exemplo, vide a tabela abaixo (cortesia Halliburton):

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Não se deve esquecer que, devido à sua extrema reatividade, todo o

volume de mud acid empregado tratará apenas poucas polegadas (1 ft ou menos) de formação. Sendo assim, tratar danos profundos torna-se algo extremamente difícil. ATENÇÃO: Mud acid orgânico (HAc/HF, HFor/HF, HAc/HFor/HF) devem ser utilizados com cautela, devido ao risco de precipitação secundária que estas misturas podem acarretar. Recomenda-se que o “blend” proposto seja testado em plugs (de preferência longos) antes da sua utilização no campo.

14.6) Outras considerações:

a) Água de preparo: Deve-se utilizar sempre água doce para o preparo dos fluidos de

tratamento. Pequenas contaminações podem produzir dano à formação e, por isso, toda a água a ser utilizada deverá ser rigorosamente testada antes do início de cada operação. ATENÇÃO: Salmouras pesadas podem levar à precipitação se sais por supersaturação (mesmo com o uso de HCl à frente) ou incompatibilidade com a água de formação. Neste caso, deve-se utilizar volumes sobre dimensionados de pré-flush com NH4Cl, à frente do HCl, a fim de eliminar o problema.

b) Zona de Perda de Fluido de Perfuração:

Para fluidos de perfuração base água deve-se garantir a cobertura da zona invadida. É um erro utilizar volumes convencionais, devendo-se empregar, no mínimo, estágios com a metade do volume de fluido de perfuração perdido. Com relação a fluidos de completação pesados, as mesmas considerações devem ser feitas.

Fluidos de perfuração base óleo merecem considerações especiais, mesmo que não tenha ocorrido perda. Neste caso é essencial a utilização de um solvente (ou mistura de solventes) como pré-flush, a fim de afastar o tratamento do filtrado / fluido de perfuração perdido (fases orgânicas ricas em tensoativos emulsionantes), o qual pode causar catastrófica e irreversível formação de borra de alta consistência.

c) Simuladores das companhias de serviço: Todo simulador matemático é extremamente útil, desde que conheçamos

suas limitações e, portanto, sua aplicabilidade. A maior virtude destes recursos é a capacidade de correlacionar diversos tratamentos, permitindo uma manipulação mais apurada dos dados. A experiência de campo e os testes de laboratório devem ser intensivamente utilizados quando da aplicação destes softwares.

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15) Acidificação de Carbonatos:

O design da acidificação de carbonatos é bastante limitado. Comumente a literatura disponível é pouco abrangente, restringindo-se aos tratamentos básicos. Muitos grupos tem estudado a reação em meio poroso, mas poucos são capazes de aplicar o resultado de seus estudos na definição de tratamentos. Vários operadores tem apresentado estudos de campo que apontam os melhores tratamentos para uma determinada área, que embora extremamente úteis, não conferem diretrizes para o dimensionamento e a otimização de tratamentos. Sendo assim, essas diretrizes tem de ser buscadas em nossos próprios estudos, quer sejam de campo, ou de laboratório.

Sabemos que o dano pode ser removido de uma formação se o agente causador for removido, ou se uma estrutura altamente condutiva for sobreposta à formação. Dois benefícios podem ser obtidos da condição resultante: o aumento do índice de produtividade/injeção (IP/II) e a redução do diferencial de pressão (drawdown). Os benefícios do aumento do IP/II são evidentes, mas a redução dos diferenciais de pressão aplicados à formação ajuda a prevenir o colapso da formação, a criação de cones de gás ou de água, a formação de precipitados orgânicos e inorgânicos e fluxos multifásicos próximo aos canhoneados.

A química da acidificação em rochas carbonáticas (carbonatos, dolomitas, coquinas) é muito mais simples do que em arenitos. A maioria dos casos emprega HCl e seus sub produtos, geralmente, são totalmente solúveis e para casos especiais, aditivos podem manter os resíduos em suspensão. Sendo assim, muitas vezes considerações com relação à seleção dos candidatos, tipo de completação, divergência e execução da operação são os fatores mais importantes. A reação com rocha calcária (carbonato de cálcio / CaCO3) com HCl é:

CaCO3 + 2HCl => CaCl2 + H2O + CO2 Para dolomita:

CaMg(CO3)2 + 4HCl => CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2.

Carbonatos tendem a ser menos homogêneos do que arenitos. Grandes

contrastes de porosidade e permeabilidade podem existir, mesmo no caso de pequenos intervalos.

A figura abaixo é um exemplo desta afirmação, podendo ser notadas diferenças significativas com relação ao tamanho dos cristais e forma das porosidades, o que costuma dificultar a distribuição uniforme dos fluidos de tratamento.

Da mesma forma, a presença de fraturas naturais (micro e macro), constitui outra importante consideração para a seleção de candidatos e o dimensionamento do tratamento, uma vez que estas estruturas ocorrem com freqüência nos

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carbonatos. Contudo, as fraturas observadas em testemunhos, em condições de superfície, podem não existir na formação, devido às tensões de confinamento ou ao preenchimento, podendo, contudo, ser detectadas na formação através de técnicas adequadas de perfilagem.

A acidificação pode abrir/comunicar essas fraturas, dissolvendo o material com o qual elas estão preenchidas. Este efeito pode explicar produtividades muito acima do esperado, após a execução de uma acidificação.

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15.1) Aplicações da Acidificação de Matriz:

Uma acidificação deve ser considerada somente quando a permeabilidade natural da formação for capaz de prover a produtividade esperada após a remoção do dano, não sendo, de forma alguma, uma solução para reservatórios de baixa qualidade. Genericamente, os limites para a aplicação da técnica giram em torno de 10 mD para intervalos portadores de óleo e 1 mD para gás, sendo que a espessura porosa, a viscosidade do fluido da formação, o tipo de fluxo de produção (nonofásico, etc) e a pressão influenciam bastante no processo.

Uma vez que a rocha, seus poros e canais, são solúveis, a permeabilidade pode aumentar significativamente a partir do contato com ácidos e, como resultado, skins negativos podem ser observados.

O ácido pode criar longos e dominantes túneis denominados “wormholes” que causam o aumento da permeabilidade por uma distância significativa a partir do poço, Sendo assim, podemos dizer que, ao contrário dos arenitos, os carbonatos podem ser efetivamente estimulados pela ação do ácido.

Embora a relação skin/produtividade não seja linear, o que nos levou a abandoná-la em razão da relação dano/produtividade, a obtenção de DR<1 (equivalente ao skin <0) tem impactos significativos na produtividade, principalmente se o raio de drenagem for pequeno.

A tabela a seguir mostra alguns valores típicos de skin associados aos tipos de completação/estimulação de formações carbonáticas.

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15.2) Tipos de Acidificação de Matriz:

Quatro tipos de acidifcação de matriz podem ser realizados:

a) Limpeza: - Comumente chamada de “wellbore cleanout” (WCO), este tratamento conecta o poço com a formação. A poço aberto, com liners rasgados/canhoneados, este tratamento tem por objetivo a remoção de reboco do fluido de perfuração ou limpeza do túnel dos canhoneados perfurados. Ele pode envolver o posicionamento, “soaking”, circulação ou injeção de pequenos volumes que podem, temporariamente, exceder a pressão de fratura.

Os volumes empregados são tipicamente de 10 a 25 galões de ácido por pé de formação (gal/ft). b) Estimulação das proximidades do poço: - “Near-Wellbore Stimulation” (NWS) é obtida quando utilizamos volumes de tratamento da ordem de 25 a 50 gal/ft de formação. Se for apropriadamente desenhado, este tratamento pode incrementar a permeabilidade à uma distância de 2 a 3 ft do poço, resultando em skins de 0 a 2.

c) Estimulação intermediária: - “Intermediate Matrix Stimulation” (IMS) utilizam volumes de tratamento maiores, entre 50 e 150 gal/ft. Se adequadamente planejados, aumentar a permeabilidade de 3 a 6 ft a partir do poço, resultando em skins negativos da ordem de -2 a -3.

d) Tratamento intensivo: - “Extended Matrix Acidizing” (EMA) são tratamentos mais complicados que utilizam grandes volumes, normalmente entre 150 e 500 gal/ft de intervalo. Se bem dimensionados e aplicados, podem resultar em produtividades comparáveis ao fraturamentos hidráulicos, com skins variando de -3 a -5, a depender da densidade das fraturas naturais, porosidade, tipo de ácido/sistema ácido, volumes, e da distribuição obtida.

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15.3) Seleção de Candidatos:

O alto grau de incertezas causado pela natureza heterogênea do carbonato torna a seleção de candidatos difícil. Se vários candidatos estão sendo avaliados eles devem se classificados de acordo com o skin/dano ou com o índice de produtividade (IP). Formações com dano elevado são os candidatos mais indicados para um tratamento ácido. O IP deve ser normalizado em relação ao net pay, a fim de facilitar a diferenciação entre a baixa produtividade relativa ao dano e a relativa à baixa permeabilidade. Simuladores capazes de realizar análises nodais são ferramentas muito úteis para tipo de decisão.

A avaliação deve contemplar as seguintes hipóteses:

a) O poço é um candidato à estimulação?

b) Deve ser realizado uma acidifcação ou um fraturamento ácido?

c) Qual tratamento é o mais adequado?

Novamente, programas apropriados, utilizados pelas Cias de serviços podem fornecer correlações entre os tratamentos possíveis e a produtividade esperada, facilitando a escolha, tanto do tratamento como do tipo de completação (convencional ou horizontal) a ser empregado.

Para tal, os seguintes passos devem ser seguidos:

a) Modelar, juntamente com os engenheiros de reservatório, as condições de injeção/produção;

b) Comparar as respostas sob vários skins;

c) Avaliar os efeitos de uma má divergência sobre os possíveis resultados;

d) Comparar com os valores possíveis de serem obtidos com operações de fraturamento (ácido e hidráulico).

Exemplo de análise:

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15.4) Design:

O sistema mais comumente empregado consiste da utilização de HCl nas concentrações de 15 a 28% e volumes entre 50 e 200 gal/ft, associados aos aditivos apropriados. A vazão utilizada é a maior possível, sem que se frature a formação.

Quando pequenos volumes são utilizados, limpar a coluna ou realizar um soaking inicial pode incrementar os resultados. Bombear um pequeno volume à frente de tratamentos bombeados pela coluna (bullheading) também produz bons resultados.

Mesmo assim, não devemos esquecer a divergência sob o risco de obter uma distribuição pobre e prejudicar o resultado geral.

15.5) Características da Formação:

Como as formações carbonáticas são , na sua essência, totalmente solúveis, parte do sucesso do tratamento vem não somente da análise da composição da rocha, mas também da sua porosidade, formando o binômio composição/estrutura.

a) Composição da rocha: - Inclui a composição mineralógica, solubilidade ao HCl (ou ao ácido orgânico) e dos minerais que podem causar problemas.

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b) Estrutura da rocha: - Do ponto de vista geológico, a estrutura da rocha é

melhor descrita pelos termos microcristalina, oolitica, vugular, fraturada, etc

Entender a estrutura rochosa em carbonatos é muito importante, uma vez que não há uma correlçao razoável entre a porosidade e a permeabilidade em carbonatos. Uma formação carbonática pode ter uma permeabilidade tão alta como 40% e uma permeabilidade de apenas 1 mD. Por outro lado, essa corelação pode se inverter e atingir permeabilidades de 5% com permeabilidades de 20 mD.

c) Solubilidade: - O tipo de material insolúvel exitente pode impactar significativamente o design. Anidrita não exige alterações, mas quartzo pode levar a diferentes considerações.

d) Descrição da formação: - Mesmo a descrição da formação pode levar a erros. A figura abaixo corresponde a formações descritas como “chalky” no Mar do Norte e em Dubai. Ambas são compostas primariamente por calcita e possuem uma solubilidade de 95% em HCl, além de um módulo de Young de 106 psi. Uma ampliação de até 600x mostra formações aparentemente similares, contudo, aumentando a resolução, a amostra proveniente de Ekofish mostra uma ultra alta permeabilidade, preenchida por micro fósseis, além de quase nehuma cimentação. A amostra árabe apresenta um elevado grau de recristalização, sendo muito mais densa. Estas diferenças necessitam de abordagens diferentes.

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15.6) Reação no Meio Poroso:

Na última década, muitos grupos tem estudado o fluxo e a reação ácido no meio poroso. Embora os experimentos e a modelagem numérica deles advindas possam variar, todos concordam que três diferentes mecanismos de dissolução existem:

a) Dissolução compacta: - Ocorre quando o ácido é gasto na face da formação. Neste caso, a penetração do ácido “vivo” fica limitada a centímetros do poço.

b) Dissolução uniforme: - Acontece quando o ácido reage de acordo com as leis hidrodinâmicas de fluxo através do meio poroso. Neste caso, a penetração do o ácido “vivo” será pelo menos igual à penetração volumétrica do ácido injetado.

c) Formação de “wormholes”: - Os wormholes são formados quando a invasão do meio poroso pelo ácido não é uniforme. Um exemplo é mostrado na figura abaixo. Este processo é o preferido, por que é o mais eficiente na formação de canais altamente condutivos, com grande penetração ácida, produzindo grandes aumentos de permeabilidade para relativamente pequenos volumes de ácido injetados.

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15.7) Formação de Wormholes:

Pesquisas têm mostrado que a formação de wormholes depende, basicamente, de três fatores:

a) Taxa de reação superficial: - A taxa de reação superficial determina o quão rapidamente o ácido reage com os carbonatos na face da formação. Esta taxa é função composição e do estado cristalino da rocha.

b) Taxa de difusão do ácido: - A taxa de difusão indica o quão rapidamente o ácido migra do fluido para a superfície da rocha. Este parâmetro é função do sistema ácido utilizado.

Estas duas variáveis são dependentes da temperatura e controlam o consumo de ácido, além de se manterem em equilíbrio entre si.

Os wormholes se formam quando a taxa total de consumo ácido é limitada quanto à difusão, o que é o resultado de uma elevada taxa de reação superficial ou de uma baixa taxa de difusão.

c) Vazão de injeção: - Em condições que não favorecem a formação de wormholes, aumentar a vazão pode iniciar seu aparecimento e crescimento, pois, incrementando a velocidade do fluido transportamos o ácido vivo para regiões mais profundas da da formação. A condição ótima pode ser determinada em laboratório, sendo que a velocidade mínima para a formação de wormholes depende das configurações de teste, do sistema ácido utilizado, da temperatura e das propriedades da rocha. Sempre haverá uma velocidade crítica para cada conjunto de condições testado e vazões que resultem em velocidades menores conduzirão à dissolução compacta, enquanto vazões que proporcionem velocidades acima da crítica, levarão à geração de wormholes.

Como exemplo, a 175°F, em carbonato 99.5% puro, em condições de fluxo linear, a velocidade crítica para a formação de WH é de 1.43 cm/s, para HCl convencional @ 15%, já para HCl @ 15% emulsionado ela é de 0.29 cm/s. Embora a ordem de grandeza seja mais importante que os valores absolutos, neste caso, fica claro que o ácido emulsionado tem uma velocidade crítica 5 vezes menor do que o ácido convencional. Isto pode ser decisivo em caso de limitações produzidas por equipamentos de bombeio, baixas permeabilidades ou altas pressões.

O tipo de completação também pode afetar significativamente a formação de WH. A tabela abaixo mostra a comparação de um poço revestido/canhoneado, com uma completação a poço aberto.

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Nos dois casos foi utilizada uma vazão de 2 bbl/min, sendo que o intervalo total foi de 100 ft com 20% de porosidade, em carbonato de alta reatividade. O poço revestido foi canhoneado com 1 jt/ft, 0.25 pol e um total de 100 jatos. O poço aberto tinha 8 pol de diâmetro. Estes parâmetros resultaram em uma velocidade de 828 cm/s para o poço revestido e de 0,13 cm/s no poço aberto.

Supondo a distribuição uniforme do ácido nos dois sistemas, para o sistema ácido utilizado, os WH se formariam somente no poço revestido. Conseqüentemente, somente o poço revestido teria um resultado satisfatório. A utilização de um sistema diferente (retardado, emulsionado, gelificado, ou viscosificado) poderia compensar essas diferenças, otimizando os resultados a poço aberto.

15.8) Seleção de Fluidos:

A seleção de um sistema ácido deve começar com uma avaliação das características da formação: mineralogia, estrutura, permeabilidade, porosidade além das tensões de confinamento e demais parâmetros de mecânicos. A seguir, devemos verificar as propriedades dos fluidos contidos no reservatório, realizar testes de quebra de emulsão, verificar a compatibilidade com possíveis fluidos de tratamento. Também devem ser conhecidas a temperatura e a pressão da formação. Limitações à vazão ou a agentes divergentes devem ser igualmente levantadas.

a) Ácidos: - Por causa do seu baixo custo e pouca formação de insolúveis, o HCl é o ácido mais comumente utilizado em carbonatos. Os ácidos, fórmico (HFor) e acético (HAc) tanto como aditivos, quanto colo elementos principais de sistemas ácidos.

Estes ácidos orgânicos, de ionização fraca, reagem mais lentamente com a formação. Para carbonatos, o ácido acético pode ser utilizado em concentrações

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tão altas quanto 17%, sendo mais comum abaixo de 15%. Já o fórmico não deve exceder 13%, sendo mais comum seu emprego abaixo de 10%. Em ambos os casos, concentrações muito elevadas podem conduzir a precipitação de acetatos e formiatos. Sua aplicação é mais comum em altas temperaturas, onde se desejam sistemas de menor reatividade e os problemas de corrosão são significativos, ou onde haja problemas de compatibilidade entre a formação/fluidos e o HCl.

b) Rocha reservatório: - Altas porosidades podem ser interligadas por pequenas gargantas de poros (chalks). Neste caso, concentrações de HCl entre 10 e 15% podem aumentar a comunicação sem o risco de causar o colapso da rocha. Entretanto, rochas duras e densas, como dolomitas, freqüentemente possuem pouca porosidade intergranular, sendo necessária a dissolução de parte da estrutura da matriz, com a aplicação de HCl de 20 a 28%. Quando concentrações elevadas forem utilizadas, devemos considerar a precipitação de produtos da reação.

c) Fluidos do reservatório: - Os fluidos presentes na formação exercem grande influência na seleção do sistema ácido. As maiores preocupações estão relacioandas com óleos que apresentem formação severa de emulsão, precipitação de asfaltenos ou borras. Genericamente, ácidos inorgânicos causam mais problemas do que os orgânicos. Testes devem ser realizados a fim de determinar o melhor sistema ácido e seus respectivos conjuntos de aditivos.

d) Temperatura de fundo: - Se a temperatura da formação é muito elevada,

ou se a metalurgia envolvida é muito sensível, temos que aumentar as considerações sobre corrosão. Altas temperaturas podem limitar a concentração de HCl, ou mesmo contra indicar a sua utilização. Estes fatores devem ser contrapostos à necessidade de reatividade para alcançar os efeitos desejados na formação.

Para baixas temperaturas e metalurgias mais resistentes, podemos ser agressivos, se a formação/fluidos assim o permitirem, contudo, como os carbonatos normalmente são formações profundas, dificilmente teremos temperaturas muito baixas.

e) Aditivos: - A enorme gama de aditivos pode tornar o processo de seleção

bastante demorado, mais essencial, quando existem problemas a serem contornados. Entretanto, a aditivação básica de todo o tratamento deve consistir de: inibidor de corrosão, preventor de emulsão. Apesar de importantes, controladores de ferro não são críticos quando grandes volumes são bombeados. O tio e a quantidade de cada um dos aditivos deve ser fruto da experiência de campo ou de testes de laboratório.

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15.9) Sistemas das Cias de Serviço:

Cada Cia de serviço possui um conjunto de pacotes, contemplando ácidos e aditivos, baseado na experiência adquirida ao redor do mundo. Como exemplo, o sistema 20/20 da Halliburton:

Estes sistemas não devem ser ignorados, mas sim estudados e testados,

pois tanto podem ser uma solução como uma fonte de problemas. Não devem ser considerados como uma solução universal para todos os problemas observados, mas, dada a experiência das companhias envolvidas, devem bem considerados, principalmente como opção inicial para situações críticas, devendo ser testados em paralelo com outras soluções que venham sendo estudadas.

Neste caso, a assessoria da Cia de serviço deve ser solicitada.

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15.10) Simuladores: Todas as Cias de serviço possuem simuladores computacionais que, se

corretamente alimentados e depurados, constituem ferramentas valiosas para a avaliação e o aperfeiçoamento de tratamentos. Estes softwares vão desde simuladores bastante complexos de acidificação, até programas mais simples que são utilizados somente para análises comparativas. Quase todos têm limitações severas com relação à reprodução de efeitos provocados por agentes divergentes, o que normalmente, atrapalha bastante a análise dos tratamentos realizados, o que, no entanto pode vir a ser contornado com o uso e depuração. A utilização de registradores de fundo durante as operações é essencial para a obtenção de dados de boa qualidade que permitam a melhor utilização deste recurso.

Como exemplo, segue o simulador para criação de bases comparativas C-MAP da da Halliburton:

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16) Aditivos: São substâncias que são misturadas aos fluidos de tratamento para modificar suas propriedades melhorando a aplicabilidade e reduzindo os efeitos colaterais, otimizando os resultados do tratamento. Todos os aditivos devem ser testados para garantir a mútua compatibilidade química, com os fluidos de tratamento e com relação à interações rocha/fluido, caso contrário, podem vir a produzir precipitados, borras, emulsões, inversão de molhabilidade, etc. Em caso de alguma incompatibilidade, não sendo possível a substituição do aditivo, deve-se posicionar um espaçador (colchão) de um fluido compatível entre os estágios, de forma a minimizar o contato dos produtos incompatíveis (logicamente, os produtos incompatíveis não devem compor um mesmo estágio). Entre a enorme gama de aditivos que podem ser utilizados temos:

a) Inibidores de corrosão: - Diferenciados de acordo com o tipo de ácido e a temperatura da formação;

b) Solventes: - Utilizados como separadores, coadjuvantes na quebra de

emulsão e removedores de depósitos orgânicos; c) Seqüestradores de ferro: - Que evitam a precipitação de hidróxidos

ferrosos e férricos, além de evitar a formação de borras por estes íons; d) Surfactantes: - Para prevenir emulsão, borras, etc; e) Solventes mútuos: - Para otimizar a quebra de emulsão, evitar a inversão

de molhabilidade; f) Agentes divergentes: - Já tratados nos tópicos anteriores; Muitos diferentes tipos de aditivos podem ser utilizados a depender da

necessidade e do design do tratamento, sendo que, geralmente, cada Cia de serviço tem o seu próprio “blend” desenvolvido para condições específicas definidas e que, não custa lembrar, deve ser testado com os fluidos da formação e, se possível, com testemunhos da formação.

17) Bibliografia: 1 - Reservoir Stimulation – cortesia Schlumberger – Edição 2000; 2 - Best Pratices – cortesia Halliburton – 1997;

3 - Gdanski, R.D.: “AlCl3 Retards HF Acid for More Efficient Stimulations,” Oil & Gas J. (Oct. 1985) 111-115;

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4 - Gdanski, R.D. and Peavy, M.A.: “Well Returns Analysis Causes Re-Evaluation of HCl Theories,” paper SPE 14825 presented at the 1986 SPE Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Feb. 26-27.

5 - Almond, S.W., Brady, J.L., and Underdown, D.R.: “Return Fluid Analysis

from the Sadlerochit Formation, Prudhoe Bay, Alaska: Field Study – Part I,” paper SPE 18223 presented at the 1988 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Oct. 2-5.

6 - Shuchart, C.E. and Ali, S.A.: “Identification of Aluminum Scale with the Aid of Synthetically Produced Basic Aluminum Fluoride Complexes,” SPEP& F (Nov. 1993) 291-296.

7 - Gdanski, R.D.: “Fluosilicate Solubilities Impact HF Acid Compositions,” paper SPE 27404 presented at the 1994 SPE Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Feb. 7-10.

8 - Shuchart, C.E. and Buster, D.C.: “Determination of the Chemistry of HF Acidizing with the Use of 19F NMR Spectroscopy,” paper SPE 28975 presented at the 1995 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, Feb. 14-17.

9 - Shuchart, C.E.: “HF Acidizing Returns Analyses Provide Understanding HF Reactions,” paper SPE 30099 presented at the 1995 SPE European Formation Damage Control Symposium, The Hague, The Netherlands, May 15-16.

10 - Gdanski, R.D.: “Fractional Pore Volume Acidizing Flow Experiments,” paper SPE 30100 presented at the 1995 SPE European Formation Damage Control Symposium, The Hague, The Netherlands, May 15-16. Gdanski, R.D. and Shuchart, C.E.: “Newly Discovered Equilibrium Control HF Stoichiometry,” paper SPE 30456 presented at the 1995 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Oct. 22-25.

11 - Gdanski, R.D.: “Kinetics of the Tertiary Reaction of HF on Alumino- Silicates,” paper SPE 31076 presented at the 1996 SPE Formation Damage Symposium, Lafayette, Feb. 14-15.

12 - Guichard, J.A. III, Allison, D., Gdanski, R.D., and Ghalambor, A.: “Modified Retarded Stimulation Treatments Improve Production From Wilcox Reservoirs,” paper SPE 31139 presented at the 1996 SPE Formation Damage Symposium, Lafayette, Feb. 14-15.

13 - Shuchart, C.E., Gdanski, R.D.: “Improved Success in Acid Stimulations with a New Organic-HF System.” SPE 36907, European Petroleum Conference, Milan, Italy, October 22-24, 1996.

14 - Gdanski, R.D.: “Kinetics of the Secondary Reaction of HF on Alumino-

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Silicates,” SPE 37214, 1997 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, February 18-21, 1997.

15 - Shuchart, C.E.: “Chemical Study of Organic-HF Blends Leads to Improved Fluids,” SPE 37281, 1997 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, February 18-21, 1997.

16 - Gdanski, R.D.: “Kinetics of the Primary Reaction of HF on Alumino- Silicates,” SPE 37459, 1997 SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, March 9-11, 1997.