ESTUDO COMPARATIVO DE DIFERENTES CONCENTRAÇÕES DE SOLUÇÃO ÁCIDA UTILIZANDO O MÉTODO DE ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ Carlos Alberto Martins Ferreira (C. A. M Ferreira) Jacqueline Ferreira Mendonça (J. F. Mendonça) Av. Presidente Vargas, 2560, CEP: 20210-031 professorcarloferreira@gmail.com jacquecpc88@yahoo.com.br RESUMO O estudo deu ênfase nos reservatórios carbonáticos comum em reservatórios do Pré Sal, focando nas etapas do tratamento e dificuldades operacionais do sistema. O experimento foi realizado com a utilização de 3 amostras de carbonato, composto de calcita e dolomita. Com isso, buscou-se simular o confinamento das amostras e avaliar os ataques em diferentes concentrações de soluções de HCl (12%, 15% e 25%). Como resultado, a amostra 2 se comportou melhor com a concentração de solução ácida. A reação ácido-rocha gerou um maior consumo de massa carbonática. Assemelhando-se a ideia do método de acidificação, a reação resultou em um aumento da permeabilidade da rocha carbonática. Portanto, pôde-se observar o poder de ionização do ácido em diferentes concentrações, a partir da influência na perda mássica das amostras, a fim de correlacionar com as reações do sistema ácido na região radial de um poço exploratório de petróleo. Palavras-chave: Estimulação, Reservatório, Petróleo, Acidificação, Carbonato. INTRODUÇÃO O petróleo é encontrado em algumas bacias sedimentares tanto terrestres quanto marítimas após o processo de exploração. Nessa fase são feitas as etapas de prospecção, a fim de encontrar a área mais provável de acumulação de óleo. Após as pesquisas apontarem grande probabilidade de acumulação de hidrocarbonetos, inicia-se a fase de perfuração e posteriormente a completação [1]. Durante a completação, alguns problemas operacionais podem acontecer, tais como o dano à formação. O dano à formação pode ser definido como um tipo de barreira à produção, na região do reservatório próximo ao poço, restringindo a máxima produção natural de fluidos ou gases, pois reduz permanentemente ou temporariamente a permeabilidade da formação nas imediações do poço [2]. 2391
Para que se possa entender o mecanismo dos métodos de estimulação de reservatórios, é necessário que se entenda o comportamento do escoamento em meios porosos e que se tenha conhecimento de suas principais características. De acordo com ROSA et al. [3], a porosidade é definida como a relação entre o volume poroso e o volume total de um meio poroso, sendo este, o volume vazio de uma rocha, representada pela equação (A), o valor da relação de porosidade é dado em percentagem. = V p V t (A) Sendo assim, a porosidade é a parte de um volume vazio da rocha, a qual pode estar interconectada ou não. Em rochas reservatórios, esse volume vazio é importante, pois tem a capacidade de armazenamento de fluidos, como óleo, água e gases. O conceito de permeabilidade aparece na lei de Darcy, que governa o deslocamento monofásico através de meios porosos, de acordo com a lei de Darcy demonstrada na equação (B), a velocidade de avanço de um fluido homogêneo num meio poroso é proporcional à permeabilidade e ao gradiente de pressão, e inversamente proporcional à viscosidade do fluido [3]. v = Q A = k ( p + ρg z) μ L (B) A velocidade de Darcy é uma aferição as velocidades microscópicas e é aplicável apenas quando o fluxo é laminar. De acordo com BOGGS [4], as rochas carbonáticas compõem mais de um terço das reservas mundiais de petróleo, sendo assim cerca de 60% das reservas mundiais de óleo e cerca de 40 % das reservas mundiais de gás se encontram armazenadas em formações carbonáticas, diante disso essa rocha se torna economicamente importante. A rocha carbonática é formada por matriz, cimento e grãos, como apresentado em HUILLCA [5], a matriz na formação da rocha é o seu material primário, sendo esta composta de cristais de calcita, já o cimento se precipita nos espaços vazios existentes entre os grãos de sedimentos carbonáticos, ele é formado 2392
por agregado de cristais de carbonato, esses são compostos geralmente por aragonita, calcita de baixo teor de magnésio ou dolomita. As rochas reservatórios são formações rochosas com características adequadas a acumulação de petróleo, de maneira geral, ela é composta de grãos, ligados uns aos outros pelo chamado cimento, juntamente com a matriz, um material muito fino, as rochas reservatório com depósitos comerciais, geralmente são formadas de arenitos, calcarenitos, rochas sedimentares permeáveis com porosidade intergranular, folhelhos e carbonatos com fraturas [3]. Figura 1: Carbonato [3]. Conhecendo então toda a geologia da bacia sedimentar, chegando-se a fase de perfuração e posteriormente a de produção de petróleo, o poço pode acabar produzindo menos com o passar do tempo. Umas das razões para essa diminuição da produção seria o dano à formação. O dano a formação ocorre por entupimento do poro da formação por meio de partículas provenientes do fluido de perfuração, assim como por reações químicas e físicas provocadas por meio da infiltração do fluido na formação [2]. Um dos métodos utilizados para estimulação de poços é o fraturamento Hidráulico e o faturamento ácido. Uma outra alternativa e mais econômica, seria a Acidificação Matricial. Atualmente a acidificação é usada para estimular um fluxo de reservatório de matriz maior que o ideal ou para remover danos. Os tratamentos de acidificação são precedidos por uma pré-lavagem de HCl variando entre 7,5% a 15% ou ácidos mais fracos, como o ácido acético, para dissolver carbonatos e evitar a precipitação de fluoreto de cálcio [6]. O ácido fluorídrico (HF) é o único ácido comum que dissolve a argila, feldspato e finos de quartzo ao mesmo tempo, por isso ele faz parte da mistura ácida. 2393
A Figura 2 ilustra como funciona a injeção do ácido na região radial do poço em busca da melhoria da produção do reservatório. Figura 2: Esquema da injetividade de ácido em reservatórios de petróleo [6]. A taxa de injeção de ácido deve ser selecionada com base na dissolução e remoção mineral e profundidade da zona danificada [7]. A seleção de uma taxa de injeção ótima é um processo difícil, porque a zona danificada é raramente conhecida com precisão e os efeitos concorrentes da dissolução mineral e precipitação do produto da reação. KALFAYAN [6] descreve como podemos escolher tais candidatos e as principais questões que determinam o design dos tratamentos com ácido de matriz que compreende a caracterização do reservatório, a compreensão da mineralogia da formação, permeabilidade, porosidade e dinâmica do fluido do reservatório (Tabela 1). 2394
Tabela 1: Diretrizes de soluções ácidas descritos por KALFAYAN [6]. Formação Ácido Principal Pré Lavagem Solubilidade em HCl> 15-20% Evite o uso de HF, se Calcita ou dolomita possível. 5% de NH4Cl Carbonato de alto teor de ferro (siderita, Ankerite) Apenas HCl a 15% (1) 5% de NH4Cl + 3% Alta permeabilidade (> 100 md) 15% de HCl Alto quartzo (> 80%) de argila baixa (> 5%) 12% HCl-3% HF 10% de HCl Mod. Argila (5-8%); 7,5 HCl, 1,5% HF 5-10% de HCl Argila alta (> 10%) 6,5 HCl-1% HF 15% de HCl Feldspato alto (> 15%) 13,5% HCl-1,5% HF 10% de HCl Feldspato alto (> 15%) e argila (> 10%) Feldspato alto (> 15%) 5% de HCl Alta argila clorita de ferro (> 8%) e argila (> 10%) 10% acético Permeabilidade média (10-100 md) Argila alta (> 5-7%) 6% HCl-1% HF 10% de HCl Argila inferior (<5-7%) 9% HCl-1% HF 10% de HCl Feldspato alto (> 10-15%) 12% de HCl-1,5% de 10-15% de HCl HF Feldspato alto (> 10-15%) e 9% HCl-15 HF 10% de HCl argila (> 10%) 3% HCl-0,5% HF ou, 5% de HCl Alta argila clorita de ferro (> 8%) 10% acético - 0,5% HF 10% acético Carbonato de ferro alto (> 5-7%) 9% HCl-1% HF + 5% de NH4Cl Baixa permeabilidade (1-10 md) Argila Baixa (<5%); baixo HCl sol. (<10%) HCl a 6% - HF a 1,5% 5% de HCl Argila alta (> 8-10%) 3% de HCl - 0,5% de 5% de HCl HF Feldspato alto (> 10) 9% HCl-1% HF 10% de HCl Alta argila clorita de ferro (> 5%) 10% acético-0,5% HF 10% acético Permeabilidade muito baixa (<1 md) Evite acidificação de HF; Estimulação de matriz via fraturamento hidráulico é preferido. MATERIAIS E MÉTODOS Este capítulo apresenta o tipo de pesquisa realizada, assim como os instrumentos de coleta e análise de dados que foram utilizados na elaboração do presente trabalho a fim de atender os objetivos estabelecidos. As etapas utilizadas para o desenvolvimento do estudo são demonstradas na forma de um fluxograma na Figura 3, sendo apresentado na sequência o seu detalhamento, a fim de aferir o procedimento de acidificação de matriz através do design proposto adaptado de KALFAYAN [6]. 2395
Figura 3: Fluxograma de desenvolvimento do estudo. As amostras utilizadas neste trabalho são rochas carbonáticas provenientes da Bacia de Sergipe, formação Cotinguiba, doadas pelo professor Paulo de Tarso Antunes. As amostras foram classificadas como 1, 2, 3 e foram analisadas antes e 2396
depois do processo de acidificação que foi realizado no laboratório de química da Universidade Estácio De Sá - RJ. De acordo com a tabela de KALFAYAN [6], a composição da amostra de carbonato, o design do método foi determinado com base no que usualmente é aplicado na indústria. O experimento iniciou com o design de alta permeabilidade (High Permeability > 100 md). Após preparar as soluções das concentrações ácidas, as amostras foram pesadas em uma balança analítica a fim de se obter a massa do corpo antes e depois da acidficação. Pesadas as massas do corpo das amostras, o próximo passo foi verificar a perda mássica que essas amostras sofreriam após reagirem com as concentrações de soluções ácidas. As amostras usadas foram preparadas para terem a massa mais semelhante possível, com diferenças mínimas nas casas decimais para que fosse possível fazer uma comparação entre as três amostras de modo que se tornasse perceptível o resultado do consumo ácido. A fim de evitar uma maior exposição aos gases formados nesse experimento, adaptamos as ferramentas do laboratório (Figura 4) para que a emissão entrasse primeiro em contato com a água e não com o ambiente externo, concatenando também a ideia de que o ar não fosse causar efeitos indesejáveis no processo de acidificação. Ao lado, uma figura de um sino de vidro de vácuo no qual foi baseada a adaptação. Figura 4: Aparato experimental e Sino de vidro de vácuo. Com o auxílio de um conta gotas, foi colocado 1 ml de HCl tanto na etapa Pre Flush, quanto na etapa Mud Acid Regular. A solução ácida foi adicionada numa cavidade produzida nas amostras. Concluída a etapa anterior, as amostras foram retiradas das provetas com o auxílio de uma pinça e secadas em temperatura 2397
ambiente por um período de 05 (cinco) minutos. Esse procedimento foi realizado com todas as amostras. Após o período de secagem, e finalizando a experiência, as amostras de carbonato, foram pesadas a fim de se obter a diferença mássica ocorrida antes e após a realização do contato ácido-mineral. RESULTADOS E DISCUSSÕES A redução de massa em gramas e a porcentagem mássica consumida em cada amostra, estão apresentadas na Tabela 2. Tabela 2: Comparação das massas das amostras. Etapas do design Amostra 1 Amostra 2 Amostra 3 Massa da amostra antes do Pre Flush m = 12,7178 g m = 12,7002 g m = 12,6896 g (g) Massa da amostra após o Pre Flush m= 11,2554 g m= 11,1733 g m = 11,16683 g Massa da amostra após o Mud Acid m = 9,9363 m = 9,4741 g. m = 10,51609 g. Em relação as três amostras durante o estágio de pré-lavagem (Pré Flush), ocorreu um aumento significativo na perda de massa, onde o diâmetro do furo apresentou um diâmetro bastante relevante. Em comparação com a região radial do poço, podemos assemelhar essa perda de massa a uma queda de pressão do poço, que poderia reduzir a permeabilidade por conta da formação de precipitados gerados na reação dos minerais presentes na rocha solúveis no HCl. No estágio ácido principal (Mud Acid Regular) uma redução menor de massa foi observada nas três amostras, demonstrando que no poço, isto se assemelharia a um aumento menos severo da queda de pressão, tendo a intenção de melhora gradual, onde se aumenta a permeabilidade visando à eliminação dos silicatos e cristais de fluorsilicatos que possam ter sido precipitados durante o tratamento com HF. Conforme descrito na Tabela 2, a Figura 5 demonstra o comportamento da reação ácido-rocha nas três amostras. 2398
Figura 5: Comportamento comparativo da perda mássica das amostras Perda pencetual por amostra Massa Consumida (%) 30% 20% 10% 0% Identificação da amostra Amostra 1 Amostra 2 Amostra 3 Esse resultado demonstrou que a Amostra 2 se comportou melhor a concentração de solução ácida aplicada, gerando um maior consumo de massa carbonática, utilizando menor quantidade de HCl e havendo um maior consumo de minerais, assemelhando-se a ideia do método de acidificação uma vez que o método foi adaptado para escala laboratorial. Em comparação a um reservatório de petróleo com as mesmas propriedades geológicas que da amostra, a melhor concentração de solução ácida seria a 15% de HCl. É possível perceber na Figura 6, que os três deslocamentos se comportam bem similares na etapa Pre Flush por haver pouca diferença na massa inicial das amostras e preservar a mesma concentração de solução ácida na primeira etapa. No entanto, é notório que, quando foi utilizado soluções mais concentradas (25%), a resposta de reação ao processo de consumo de massa ocorre de forma mais moderada como demonstrada na Figura 5. Este efeito se deu por conta da massa do soluto (HCl) não ter se dissolvido totalmente formando precipitados, fazendo com que a solução mais concentrada não tivesse uma boa reatividade. Figura 6: Comparação das perdas de massa em cada etapa 2399
Em comparação à operação de estimulação, a falta de capacidade de deslocamento de precipitados, que podem estar presentes como produtos da reação entre ácidos e minerais os que levam possivelmente a causar um dano adicional, comprometendo a operação de estimulação. A Figura 7 apresenta as três amostras após a imersão na solução de ácido clorídrico nas diferentes concentrações. Visualmente também é possível notar que a Amostra 2 se comportou melhor a reação, já que o diâmetro do furo foi o maior em relação às outras amostras. Figura 7: Resposta das amostras ao ataque ácido. Logo, a redução de massa devido à acidificação, se comporta de acordo com a geologia da rocha, portanto quanto mais concentrada for a solução ácida, maior será o consumo de minerais, não sendo aplicável para esse método. CONCLUSÃO A aplicação desse método avaliou em qual concentração de HCl a amostra de carbonato teve melhor ataque, em outras palavras, qual amostra haveria um maior consumo de massa pela reação e que utilizasse menos ácido. A amostra 1 obteve perda mássica de 21,8%, a amostra 2 obteve perda mássica de 26,26% e a amostra 3 obteve perda mássica de 17,12%. A amostra 1 apresentou uma perda mássica intermediária frente as demais amostras. 2400
A amostra 2 se comportou melhor com a concentração de solução ácida aplicada. A reação ácido-rocha gerou um maior consumo de massa carbonática, utilizando uma concentração intermediária de HCl para que ocorresse a dissolução dos minerais. Em decorrência disto, assemelhando-se a ideia do método de acidificação, onde resultou em um aumento da permeabilidade da rocha carbonática. A amostra 3 apresentou a menor variação de perda mássica quando comparada as demais amostras, não tendo significativa eficiência. Esta amostra resultou em pouca reatividade e, consequentemente, pouca dissolução da rocha. Portanto, pôde-se observar o poder de ionização do ácido em diferentes concentrações, a partir da influência na perda mássica das amostras, a fim de correlacionar com as reações do sistema ácido na região radial de um poço exploratório de petróleo. Para reservatórios em que se alcança uma produção satisfatória após a retirada do dano induzido durante a perfuração e completação, a acidificação de matriz é um tratamento viável. REFERÊNCIAS [1] THOMAS, J.E., Fundamentos de Engenharia de Petróleo, editora. Interciência, 2 edição, Rio de janeiro, 2001 [2] RIBEIRO, M. G. D. S. Geofísica de poço na delimitação do dano á formação produtora de petróleo causado pela invasão da lama de perfuração. UENF. Macaé. 2007. [3] ROSA, A. J.; CARVALHO, R. D. S.; XAVIER, J. A. D. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006. [4] BOGGS, S. J. Principles of sedimentology and stratigraphy. 4. ed. New Jersey: Pearson Education, Inc., 2006. [5] HUILLCA, C. A. L. Estudo experimental do comportamento geomecânico do travertino. PUC. RJ. 2014. [6] SMITH, C. F.; HENDRICKSON, A. R. Hydrofluoric acid stimulation of sandstone reservoirs. [S.l.], p. v. 17, n. 02, p. 215-222. 1965. [7] AHMED, T. Reservoir Engineering Handbook. Oxford: Gulf Professional Publishing, 2006. [8] KALFAYAN, L. Production enhancement with acid stimulation. Oklahoma: Pennwell Books, 2008. 2401
ABSTRACT Comparison of different types of solutions using the matrix Acidification Method The study emphasized the common carbonate reservoirs in reservoirs of the Pre Salt, focusing on the treatment stages and operational difficulties of the system. The experiment was carried out with the use of 3 samples of carbonate, composed of calcite and dolomite. Thus, we attempted to simulate confinement of the samples and to evaluate the attacks in different concentrations of HCl solutions (12%, 15% and 25%). As a result, sample 2 behaved better with the concentration of acid solution. The acid-rock reaction generated a higher carbonate mass consumption. Resembling the idea of the acidification method, the reaction resulted in an increase in the permeability of the carbonate rock. Therefore, it was possible to observe the ionization power of the acid in different concentrations, from the influence on the mass loss of the samples, in order to correlate with the reactions of the acid system in the radial region of an exploratory oil well. Key words: Stimulation, Reservoir, Oil, Acidification, Carbonate. 2402
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