teq – 00171
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Introdução
Injeção de ácido com pressão inferior à pressão de fraturamento da formação;
Visa remover o dano à formação;
Aumento da permeabilidade da rocha em torno do poço;
Utilizado em carbonatos e arenitos.
Introdução
Injeção de ácido com pressão inferior à pressão de fraturamento da formação;
Visa remover o dano à formação;
Aumento da permeabilidade da rocha em torno do poço;
Utilizado em carbonatos e arenitos.
Introdução
A solução dissolve minerais da rocha:
Arenitos: para remover skin, recuperando a permeabilidade perto do poço
Carbonatos: para aumentar a permeabilidade de carbonatos (perto do poço)
Introdução Efetiva em formações de permeabilidade regular - boa;
Formações de baixa permeabilidade é mais indicado o fraturamento.
Tratamentos ácidos variados:
Limpeza de canhoneados obstruídos;
Limpeza e lavagem de colunas de perfuração e produção.
Permeabilidade Gás Óleo
Baixa k < 0,5 mD k < 5 mD
Moderada 0,5mD < k < 5 mD 5 mD < k < 50 mD
Alta k > 5 mD k > 50 mD
Interação ácido-rocha Minerais presentes nos poros do arenito:
Bentonita, calcita, dolomita, quatzo...
Ácidos mais comuns utilizados p/ dissolver esses minerais:
HCl e HF
Arenito com minerais silicatos (argila e feldspato) nos poros:
Utiliza-se mistura de HF e HCl
Minerais de carbonato:
Utiliza-se HCl
Interação ácido-rocha Quantidade de ácido requerido depende da
estequiometria da reação química:
Calcita e HCL
CaCO3 + 2 HCl → CaCl2 + CO2 + H2O
2 mols de HCl p/ dissolver 1 mol de CaCO3
Interação ácido-rocha Um modo de expressar a reação de estequiometria é
utilizando o poder de dissolução: 𝐵𝑎𝑠𝑒𝑎𝑑𝑜 𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎:
𝛽 = 𝐶𝑎
𝑣𝑚 ∙ 𝑀𝑊𝑚
𝑣𝑎∙𝑀𝑊𝑎
𝛽 → poder de dissolução gravimétrico da solução ácida 𝐼𝑏𝑚 𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙
𝐼𝑏𝑚 𝑠𝑜𝑙𝑢çã𝑜
𝐶𝑎→ fração em peso do ácido na solução. Ex: 15%wt HCl
𝑣𝑚→ número estequiométrico do mineral
𝑣𝑎→ número estequiométrico do ácido
𝑀𝑊𝑚→ massa molecular mineral
𝑀𝑊𝑎→ massa molecular ácido
Interação ácido-rocha Um modo de expressar a reação de estequiometria é
utilizando o poder de dissolução:
𝐵𝑎𝑠𝑒𝑎𝑑𝑜 𝑛𝑜 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒:
𝑋 = 𝛽.𝜌𝑎
𝜌𝑚
X→ poder de dissolução volumétrico da solução ácida [ft3 mineral / ft3solução]
𝜌𝑎→ massa específica da sol. ácida [lbm/ft3]
𝜌𝑚→ massa específica mineral [lbm/ft3]
Acidificação de arenito Remover dano perto poço, quando este realmente afeta
produtividade.
Seleção, tipo e concentração de ácido depende dos minerais presentes na formação.
Tratamento típico de arenito:
Preflush: 15%wt (em peso) HCl
Mud acid: 3%wt HF e 12%wt HCl
Remover dano perto poço, quando este realmente afeta produtividade.
Seleção, tipo e concentração de ácido depende dos minerais presentes na formação:
Tratamento típico de arenito:
Preflush: 15%wt (em peso) HCl
Mud acid: 3%wt HF e 12%wt HCl
Acidificação de arenito Preflush: dissolve os compostos carbonáticos, empurra
o fluido da formação e prepara a formação através da troca iônica (↓pH)
Mud acid (tratamento principal): dissolve o dano p/ aumentar a permeabilidade da região em volta do poço
Over flush: previne precipitação secundária (precipitados insolúveis) perto do poço (usa solventes)
Acidificação de arenito
Acidificação de arenito
Acidificação de arenito
Acidificação de arenito
Volume de ácido requerido Preflush:
O volume de ácido do preflush é geralmente determinado com base no volume poroso.
Assim o volume mínimo requerido é:
𝑉𝑎 = 𝑉𝑚𝑋
+ 𝑉𝑝 + 𝑉𝑚
𝑉𝑎→ volume mínimo requerido de solução ácida 𝑉𝑚→ volume de minerais a serem removidos
𝑉𝑝→ volume de poros inicial
𝑉𝑚 = 𝜋 𝑟𝑎2 − 𝑟𝑤
2 1 − φ 𝐶𝑚 𝑓𝑡𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙
3
𝑓𝑡𝑝𝑎𝑦𝑧𝑜𝑛𝑒
𝑉𝑝= π 𝑟𝑎2 − 𝑟𝑤
2 φ 𝑟𝑎→ raio de tratamento ácido [ft] 𝑟𝑤→ raio poço [ft] φ → porosidade 𝐶𝑚→ conteúdo mineral [fração volumétrica]
Volume de ácido requerido Preflush:
Exercício:
Um arenito com porosidade de 20% contem 10%v (em volume) de calcita (CaCO3). Essa formação será acidificada com uma solução de HCl/HF. Um preflush com uma solução de 15% wt de HCl será injetada antes da mistura HCl/HF (mud acid) para dissolver a calcita e estabelecer um ambiente de pH baixo. Se o preflush é para remover toda a calcita em uma região dentro de 1ft além do raio do poço (rw= 0,328ft) qual o volume mínimo de preflush requerido em termos de galão/ft de pay zone? Massa específica do CaCO3 : 169 lbm/ft³
Massa específica da solução ácida: 67 lbm/ft³
Volume de ácido requerido Mud Acid :
O volume de ácido requerido p/ o tratamento principal (mud acid) depende da minerologia e do tipo e da força do ácido
HCl acid: 50-200 gal/ft pay zone
HF acid: 75-100 gal / ft pay zone
Vazão de injeção de ácido Selecionado baseado na dissolução e remoção do mineral e na
dimensão da região danificada A máxima vazão de injeção é limitado pela pressão de breakdown e pela
pressão de injeção máxima na superfície disponível pela bomba de tratamento
Reg. pseudo-permanente:
𝑞𝑖,𝑚𝑎𝑥 =4,917 ∙ 10−6 ∙ 𝑘 ∙ ℎ ∙ (𝑃𝑏𝑑 − 𝑃 − ∆𝑃𝑠𝑓)
𝜇𝑎 ∙ 𝐼𝑛 0,472𝑟𝑒
𝑟𝑤+ 𝑠
𝑞𝑖,𝑚𝑎𝑥→ máxima vazão de injeção 𝑏𝑏𝑙
𝑚𝑖𝑛
k→ permeabilidade da formação (undamaged zone) [mD] h→espessura do pay zone [ft] 𝑃𝑏𝑑→ pressão quebra (breakdown) 𝑃 → pressão media reservatório [psi]
∆𝑃𝑠𝑓→ margem segurança (para não fraturar) 200-500 psi 𝜇𝑎→ viscosidade solução ácida [cP] 𝑟𝑒 → raio de drenagem[ft] 𝑟𝑤 → raio poço [ft] s → skin
Pressão de injeção Predição da presão injeção para seleção da bomba (=FH):
Psi→ Pressão de injeção na superfície [psi]
Pwf → Pressão de fundo poço em fluxo [psi]
ΔPh→ Pressão hidrostática [psi]
ΔPf → Perda carga friccional [psi]
0 . 7 9 1 . 7 9 0 . 2 0 7
4 . 7 9
5 1 8
1 0 0 0
[ ] / ³ ; [ ] ; [ ] ; [ ] ; [ ]
s i w f h f
f
P P P P
q L
P
I D
g c m q b p m c P I D i n L f t
Vazão e Pressão de injeção Exercício:
Um arenito de 50 mD de permeabilidade e 60ft de espessura de pay zone à 9500 ft de profundidade é acidificado com uma solução ácida de 1,07 de densidade e viscosidade de 1,5 cP. A solução é injetada por um coiled tubing (flexitubo) de 2in ID. O gradiente de fratura é 0,7 psi/ft. O raio do poço é 0,328ft. Assumindo uma pressão do reservatório de 4000 psi um raio de drenagem de 1000ft e um skin de 15 calcular:
a) Máxima vazão de injeção usando uma margem de segurança de 300psi
b) Máxima pressão esperada na superfície na qmax
Agente divergente
Agente divergente
Divergentes mecânicos:
Isolamento das zonas com packers
Esfera selante (Ball sealers)
Divergentes químicos:
Espuma ácida
Fluido viscoso
Acidificação de carbonato A finalidade da acidificação de carbonatos não é
remover o dano e sim criar wormholes (“caminhos de minhoca”) para que o hidrocarboneto flua após a estimulação.
A estrutura dos wormholes depende de vários fatores e os modelos matemáticos são calibrados por dados de laboratório.
Volume de ácido Pode ser calculado por 2 métodos:
Modelo de propagação de wormhole de Daccord
Modelo volumétrico
Volume de ácido Daccord:
Vh → volume de ácido requerido por unidade de espessura da formação [m3/m] φ → porosidade D→ coeficiente de difusão molecular [m2/s] qh → vazão injeção por unidade de espessura da formação [m3/s*m] rwh → raio desejado da penetração do wormhole [m] df → dimensão fractal (1,6) b → constante em SI units (1,5*105) Nac → nº de capilaridade do ácido
2 1
3 3
5
1 . 6
1 . 5 1 0
1
f
f
d
h w h
h
a c
a
a c
m
d
D q r
V b
b N
N
Volume de ácido Modelo volumétrico:
(PV)bt é o nº de pore volume (volume poroso) necessário para o wormhole atingir o final do corpo de prova (core) obtido em ensaio de escoamento linear
2 2
h w h wb t
V r r P V
Volume de ácido Exercício:
Uma solução com 28% wt HCl é injetada para propagar wormholes de 3ft. O raio do poço é 0,328 ft e a formação é um calcário (γ 2,71) com porosidade de 0,15. A vazão de injeção projetada é 0,1 bbl/min*ft. O coeficiente de difusão é 10-9 m2/s e a densidade da solução com 28% wt de HCl é 1,14. Em um corpo de prova o pore volume necessário para criar o wormhole foi 1,5. Calcular o volume de ácido requerido.