Acidificação_2022_1

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Acidificação Matricial
UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLOGIA
NÚCLEO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
NUPETRO
São Cristóvão – SE
Setembro - 2022
Acidificação de matrizes - É uma técnica de estimulação
na qual injeta-se uma solução ácida na formação, a fim de
dissolver parte dos minerais presentes na sua composição
mineralógica, aumentando ou recuperando a permeabilidade
da formação ao redor do poço.
Trata-se de uma técnica de estimulação em que se usa uma
mistura acidificante, com o objetivo de remover os danos.
Características: Injeção radial de fluido na formação abaixo
da pressão de fratura.
Finalidade: Remoção de dano nas vizinhanças do poço.
Acidificação Matricial
Acidificação Matricial
Características:
Injeção radial de fluidos na formação com a pressão de recalque
abaixo da pressão de fratura da formação.
Finalidade:
Remoção do dano nas vizinhanças do poço.
Propriedades do ácido:
Deve reagir com os minerais da formação e com o meio
danificante, resultando em produtos solúveis.
Deve ser inibido contra a corrosão.
Deve ser de fácil manuseio.
Deve ser de baixo custo e de fácil disponibilidade.
Ácidos mais utilizados:
• Ácido clorídrico (HCL)
• Ácido clorídrico/ Ácido fluorídrico (HCl / HF)
• Ácidos orgânicos (Ácido acético – CH3COOH ou Ácido
fórmico – CH2O2).
Propriedades do ácido :
• Deve reagir com os minerais da formação e com o meio
danificante resultando produtos solúveis.
• Deve ser inibido contra a corrosão.
• Deve ser de fácil manuseio.
• Deve ser de baixo custo e fácil disponibilidade
Acidificação Matricial
Acidificação Matricial
Acidificação Matricial
Os fluidos para tratamentos ácidos são escolhidos em função
da mineralogia e das propriedades petrofísicas da formação,
dos mecanismos de dano atuantes e de remoção de dano
selecionados e, finalmente, das condições do poço.
A acidificação em reservatório de óleos pesados pode causar
dano à formação, com a precipitação de borra.
A operação de acidificação pode causar um aumento de RGO
e/ou RAO.
Para formações de baixa permeabilidade (K < 5 mD),
recomenda-se a realização de fraturamento ácido, em
formações carbonáticas ou de fraturamento hidráulico, em
formações areníticas.
Acidificação Matricial
É a injeção de uma ácido na formação com pressão inferior à
pressão de fratura (quebra) da formação, visando remover o
dano e aumentando assim, a produtividade do poço.
Após a acidificação matricial deve-se recuperar o ácido gasto
presente na formação, com o objetivo de prevenir a formação
de produtos danosos à mesma (precipitados insolúveis).
No caso da emulsão, deve-se tratar com surfactantes
(desemulsificantes - redutores de tensão superficial).
Uma das causas principais para o insucesso dos tratamentos
ácidos é a incapacidade de injetar o ácido nas zonas em que se
encontram danificadas.
TRATAMENTOS ÁCIDOS MATRICIAIS
Para elaborar um programa de tratamento matricial, os seguintes
passos devem ser observados.
• Assegure-se de que o poço é candidato a tratamento matricial,
ou seja, que exista dano à formação significativo.
• Estabeleça a causa do dano, sua intensidade e penetração.
• Selecione os fluidos de tratamento adequados, incluindo os
aditivos que auxiliem na remoção do dano e evitem a ocorrência
de outros danos causados por precipitações secundárias,
borras, etc. Para tal, são necessários testes laboratoriais.
• Determine a pressão e a vazão de injeção dos fluidos que
assegure um fluxo matricial.
• Adote medidas para promover a divergência dos fluidos de tra-
tamento para intervalos espessos.
• Determine o tempo de fechamento do poço após o tratamento e o
procedimento para remoção do fluido gasto.
• Acompanhe o desempenho do poço após a estimulação para veri-
ficar sua efetividade e a necessidade de uma repetição da
operação.
Tratamentos químicos na completação
Ocorrências e causas de dano à formação.
Uma grande parte do dano à formação é causada por práticas
descuidadas de perfuração, completação ou de produção,
podendo portanto ser evitada desde que se possua boa
compreensão dos mecanismos que causam o dano.
O sucesso de um tratamento químico depende primordialmente
da remoção completa do dano à formação que restringe a
produção do poço.
A severidade do dano é calculada por análise de testes, que
fornece elementos necessários.
Tipos de danos, causas e métodos de remoção
A maior parte dos danos à formação ocorre nas proximidades do
poço e resulta na maioria dos casos, do entupimento dos poros
por detritos.
A origem dos detritos pode ser de natureza:
• Química: interação de fluidos injetados e rocha reservatório.
• Física: deslocamento de partículas por forças hidrodinâmicas.
• Biológica: Atividade bacteriana.
Outros de redução de permeabilidade:
• Emulsões;
• Alteração da molhabilidade;
• Bloqueio por água (water block);
• Depósitos minerais (scales): carbonatos, sulfatos e cloretos;
• Depósitos orgânicos: asfaltenos e parafinas;
• Siltes e argilas;
• Depósitos bacterianos;
- Bactérias redutoras de sulfatos - gera gás sulfídrico ( H2S ). 
São anaeróbicas.
- Bactérias geradores de lodos - aeróbicas.
Tratamentos ácidos
1- Lavagem ácida da coluna.
2- Lavagem ácida de canhoneados.
3- Remoção de incrustação.
4- Acidificação em carbonatos.
5- Acidificação em arenitos.
Tratamentos ácidos
1- Lavagem ácida da coluna - consiste na remoção da ferrugem
e restos de fluido e cimento da coluna, revestimento e outros.
A lavagem ácida da coluna pode ser feita:
- No condicionamento do revestimento;
- Imediatamente antes de gravel packing;
- Primeira fase de uma acidificação.
• Tipo de ácido: HCL @ 15 % (em massa);
• Volume: 500 gal;
• Aditivos: Inibidor de corrosão e sequestrador de ferro.
Procedimento: Injetar o ácido até a extremidade da coluna à
baixa vazão (1 bpm) e circular reverso com alta vazão.
Obs: Existe grande possibilidade de geração de H2S.
Tratamentos ácidos
2- Lavagem ácida de canhoneados
2.1 - Objetivos:
• Remoção de dano devido ao processo de canhoneio;
• Desobstruir canhoneados, caso os mesmos estejam tamponados
com sólidos solúveis em ácidos, por restos de lama, restos de
cimento, ferrugem, etc.
A limpeza ácida dos canhoneados pode ser feita:
a) Antes de um squeeze ( compressão de cimento);
b) Antes de um fraturamento hidráulico;
c) Qualquer outro tipo de injeção de fluidos.
Tratamentos ácidos
Mecanismo
A ação do ácido se dá:
Pela dissolução dos carbonatos;
Pela reação com as argilas (promovendo desidratação e
encolhimento);
Pela reação com o cimento, liberando os sólidos tamponantes
que serão eliminados durante a indução de surgência.
Tipo de ácido: HCL de 5 a 15 % / ácido fórmico (CH2O2) a 9 % ou ácido
acético (C2H4O2 ou CH3COOH) @ 10 % (em massa).
Volume: máximo 25 gal por pé de intervalo canhoneado.
Aditivos: Inibidor de corrosão, sequestrador de ferro e
surfactantes, com finalidade de manter os sólidos desagregados
em suspensão.
Tratamentos ácidos
3 - Remoção de incrustação solúveis em ácidos
3.1 Objetivos:
Remoção das incrustações de CaCO3 e compostos do ferro
(Fe2O3, Fe3O4 e FeS ), ocorridos em tubulações, canhoneios
e/ou formação;
3.2 Tipo de ácido: HCl de 5 @ 15 % (em massa);
3.3 Volume: 500 gal;
3.4 Aditivos: Inibidor de corrosão e sequestrador de ferro.
Tratamentos ácidos
4 - Acidificação em carbonatos
4.1 Objetivos:
Restaurar a produtividade de reservatórios carbonáticos ou
areníticos, com elevado teor de cimentação calcífera
(solubilidade em HCl > 20 %).
Ao contrário do que ocorre na acidificação de arenitos, na
acidificação de carbonatos o ácido reage apenas com a rocha e
não com o dano. O objetivo consiste em ultrapassar a região
danificada pela criação de novos canais na rocha (wormholes).
Tratamentos ácidos
4 - Acidificação em carbonatos (cont.)
Esses canais são criados porque o ácido penetra
preferencialmente nas regiões de maior permeabilidade (maiores
poros,vugs e fraturas naturais.
Um vug é uma cavidade pequena a média dentro da rocha. Pode ser
formado através de uma variedade de processos. Os vugs, mais
comumente, são rachaduras e fissuras abertas pela atividade
tectônica (dobragem e falha), parcialmente preenchidas por
quartzo, calcita e outros minerais secundários.
Os ácidos mais reativos tendem a criar um menor número de
canais, com maiores comprimentos e diâmetros. Os ácidos mais
fracos geram canais mais numerosos e de menores dimensões.
Tratamentos ácidos
Reações químicas previstas
REAÇÃO DO HCL COM CALCÁRIO 
2 HCl + CaCO3 => CaCl2 + H2O +CO2
REAÇÃO DO HCL COM A DOLOMITA
4 HCl + CaMg(CO3)2 => CaCl2 + MgCl2 +2H20 +2 CO2
REAÇÕES INDESEJÁVEIS:
CaCO3 + 2HF => CO2 + H20 + CaF2
Ca+2 + 2F-2 => CaF2
H2SiF6 + 2NaCl => 2HCl + Na2SiF6
REAÇÃO COM MINERAIS CONTENDO SÍLICA
6HF + SiO2 => H2SiF6 + 2H2O
REAÇÃO COM MINERAIS CONTENDO ARGILA
26HF + Al2(Si4O10)(OH)2 + 4 HCl => 4H2SiF6 + 2AlF + 12 H2O 
+ 4Cl-2
Reações químicas previstas
Sistemas ácidos mais utilizados
Usa-se geralmente, HCl @ 15 %, em massa. Pode-se
eventualmente, emulsionar ou gelificar o ácido a fim de retardá-
lo. Ou seja, reduzir as taxas de reação e, consequentemente,
conseguir maior penetração para ultrapassar a região
danificada.
Outra forma de retardamento é o uso de ácidos orgânicos fracos,
cujos tipos mais comuns são: o ácido acético ou fórmico,
conhecidos como ácidos naturalmente retardados. Usa-se ainda,
misturas de ácido acético e ácido fórmico ou um desses com HCl.
O uso de ácidos gelificados ou emulsionados possui as seguintes
vantagens:
A maior viscosidade permite melhor controle da perda de filtrado
e reduz a transferência de massa do ácido para a face da
formação, especialmente no caso dos ácidos emulsionados, pois
a permeabilidade relativa da formação ao fluido é reduzida;
A retenção da viscosidade resulta em melhor suspensão dos
finos, facilitando sua posterior retenção. Esse efeito é obtido,
principalmente, por sistemas ácidos gelificados com polímeros;
Os ácidos gelificados ou emulsionados não devem ser usados,
entretanto, em formações sem fraturas naturais ou sem
porosidade vugular e cuja matriz possua baixa permeabilidade,
pois torna-se difícil sua injeção de forma matricial;
Sistemas ácidos mais utilizados
A porosidade vugular é uma porosidade secundária resultante
da dissolução, do alargamento de poros ou de fraturas
preexistentes, comum em rochas calcárias;
A porosidade secundária é a porosidade gerada na rocha após
sua deposição, através de processos de dissolução ou
fraturamento.
Sistemas ácidos mais utilizados
Diretrizes para seleção dos fluidos de tratamento
1) Temperatura: A temperatura influência na seleção dos fluidos
de duas maneiras:
Determina fortemente a inibição do ácido;
A taxa de reação é diretamente proporcional à temperatura.
Obs: Em altas temperaturas (> 149°C ou 300°F), deve-se
preferencialmente utilizar ácidos orgânicos que são menos
corrosivos que o HCl e ácidos emulsionados ou gelificados,
cuja taxa de reação é menor.
2) Mineralogia: A primeira consideração a ser feita é se a formação
é puramente carbonáticas ou se é parcial ou totalmente
dolomitizada.
3) Petrofísica - O tipo e a distribuição da porosidade tem uma
grande influência na extensão do dano e na penetração do
ácido.
Projeto do tratamento ácido
No projeto de um tratamento ácido deve ser considerado:
• Tipos de ácidos a serem utilizados;
• Volumes e vazões a serem utilizados.
Obs: Num tratamento matricial, o importante é manter a 
pressão abaixo da pressão de quebra da formação.
A vazão depende da espessura do intervalo, da permeabilidade,
do tipo de porosidade e da necessidade de divergência. Se no
inicio do tratamento a injetividade estiver muito baixa, pode-se
elevar a pressão.
Caso ocorra quebra da formação, deve-se abaixar imediatamente
a pressão a fim de que o tratamento não ultrapasse o dano sem
removê-lo, e não se propague em direção as zonas de gás ou de
água.
Equações de vazão e pressão de superfície (limites de fraturamento) 
Qmáx = 4,917x10 exp(-6 )x Kav x hn x( gf x z - Pe )
μa x ln (re/rw)
Q = vazão limite de fraturamento (bpm);
pmáx = pressão máxima de superfície (psi);
kav = permeabilidade média do intervalo(mD);
hn = espessura líquida do intervalo (pé);
gf = gradiente pressão de propagação da fratura (psi/pé); 
ga = gradiente hidrostático (psi/pé);
z = profundidade do intervalo (pé);
Pe = pressão estática do reservatório (psi);
µa = viscosidade do ácido (cP);
re = raio externo (ou de drenagem) do reservatório;
rw = raio do poço.
Pmáx = (gf - ga) x z
Gf = _υ_(gov - pe/z) + pe/z
1- υ
υ = módulo de poisson;
gov = gradiente de sobrecarga(overburden), normalmente um
valor muito próximo de 1 psi/pé.
Para o cálculo da vazão e pressão máximas deve-se usar uma
margem de segurança de 10%, pois a injeção é controlada
inicialmente pela região danificada, que possui permeabilidade
bem menor que a da região não danificada.
O volume de HCl necessário fica, normalmente, entre 50 e 200 gal
por pé de intervalo canhoneado.
Ao contrário da acidificação em arenitos, em que existem
simuladores numéricos disponíveis para auxiliar na
determinação do volume ótimo de ácido, no caso de carbonatos,
esse valor é obtido pela experiência com tratamentos anteriores
no mesmo campo ou área.
5 - Acidificação em arenitos
Usa-se normalmente, nos tratamentos matriciais de arenitos,
uma mistura de ácido fluorídrico (HF) e ácido clorídrico (HCl),
conhecida como “mud acid”.
A função do tratamento é remover o dano causado por sólidos
dos fluidos injetados na formação ou pelas próprias argilas
contidas na rocha reservatório, que podem inchar ou migrar e
obstruir as gargantas de poros.
Tratamentos ácidos
Em ambos os casos, o “mud acid “ deve ser capaz de dissolver não
apenas os sólidos invasores, como também as argilas da rocha
para poder alcançar o interior da formação. Torna-se difícil,
portanto, remover o dano profundo em arenitos, devendo-se
nesses casos, partir para um pequeno fraturamento que
ultrapasse a região danificada ou para uma remoção parcial do
dano, caso o fraturamento seja tecnicamente inviável devido, por
exemplo, à inexistência de barreiras.
Pode-se, em alguns casos, usar sistemas não ácidos para
dispersar finos e permitir que eles sejam produzidos junto com o
fluido de tratamento. Pode-se ainda, utilizar outros ácidos
especiais em substituição ou em complemento ao HF, tais como o
ácido fluobórico (HBF4), também chamado de “clay acid”, que tem a
propriedade adicional de estabilizar finos.
Tratamentos ácidos
A fim de evitar operações desnecessárias, ou até mesmo danosas,
deve-se garantir que o poço seja candidato a tratamento com HF.
Para tanto, as seguintes condições favoráveis devem ocorrer:
• Solubilidade em HCl 15 % menor que 20 %;
• Diferença entre as solubilidades em HCl 15% e HF 3 % / HCl 12 %,
superior a 10 %;
• Salinidade da água de formação menor que 50.000 ppm;
• Conteúdo apreciável de argilas autigênicas da família das
esmectitas;
• Elevada perda de filtrado na perfuração do poço;
• Vazão abaixo do potencial indicado em TFR/TP;
• Poços de injeção de água;
Tratamentos ácidos
• Zonas superiores tendem a ser mais danificadas que as inferiores;
• Poços com declínio repentino de produção (possível migração de
finos);
• Poços com baixa produção após squeeze de cimento;
• Poços que produzem silte ou lama;
• Poços onde ocorreu perda de circulação.
Tratamentos ácidos
Sistemas ácidos mais utilizados/Função de cada estágio
Um tratamento matricial em arenitos com “mud acid” constitui-se
basicamente, de quatro estágios principais a saber:
1- Pré-tratamento
Usa-se HCl em concentrações de 5 @ 15 % (em massa), ácido acético
(HAc) de 5 a 10 % (em massa), solução de cloreto de amônia (NH4Cl)
de 1 a 3 % (em massa) ou óleo diesel. Pode-se utilizar ainda, antes do
pré-tratamento, um colchão de xileno, com a finalidade de evitare/ou remover borras, para prevenir a deposição de parafinas e/ou
asfaltenos, bem como para otimizar o contato ácido-rocha.
Tratamentos ácidos
Funções do pré-tratamento
1) Remover água conata, evitando seu contato com HF do “mud
acid”, que pode gerar precipitações indesejadas;
2) Remover os carbonatos da região danificada, facilitando a
penetração do HF e evitando sua reação com o CaCO3, o que
geraria um precipitado insolúvel de CaF2;
3) Manter o pH baixo, diminuindo a probabilidade de deposição de
produtos oriundos de reações secundárias, como por exemplo a
sílica hidratada, Si(OH)4, que é um precipitado gelatinoso de
baixíssima solubilidade.
Tratamentos ácidos
Funções do pré-tratamento (cont.)
Devem ser usados como aditivos:
Inibidor de corrosão
É escolhido de acordo com o tipo de ácido, temperatura de formação
e características do metal. Um dos inibidores muito utilizado nas
operações é o ácido pentametilfosfônico dietilenotriamina (DETPMP).
Entretanto, produtos regionais modificados, como o óleo de côco
saponificado, tem se mostrado eficientes como inibidores de
corrosão.
Tratamentos ácidos
Funções do pré-tratamento (cont.)
Devem ser usados como aditivos:
Sequestrador de ferro
Sequestradores de ferro previnem a precipitação de hidróxidos
ferrosos e férricos, evitando a formação de borras por estes íons.
Tensoativos não-iônicos
São utilizados para estabilizar as emulsões e inibir a formação de
borras.
Tratamentos ácidos
Funções do pré-tratamento (cont.)
Devem ser usados como aditivos:
Desemulsificante (obrigatório)
Produto químico utilizado para quebrar uma emulsão já formada.
Tratamentos ácidos
Funções do pré-tratamento (cont.)
Devem ser usados como aditivos:
Solvente mútuo
O solvente mútuo (o mais usado é o butilglicol) reduz a adsorção do
inibidor de corrosão sobre partículas de argila não-dissolvidas, que
estabilizam as emulsões formadas entre a mistura ácida e o óleo da
formação, aumenta a solubilidade e compatibilidade de inibidores e
os quebradores de emulsão e outros aditivos, além de prevenir a
inversão de molhabilidade sobre a superfície da rocha, que poderia
reduzir a produtividade do poço.
Tratamentos ácidos
Funções do pré-tratamento (cont.)
Devem ser usados como aditivos:
Estabilizador de argilas
São inibidores de inchamento de argilas. Minimiza a interação da
água presente no fluido injetado, com a argila expansível da
formação.
Tratamentos ácidos
2- Tratamento principal
De acordo com a mineralogia da rocha, várias formulações
podem ser usadas como segue:
6 % HF / 12 % HCl, chamado mud acid super;
3 % HF / 12 % HCl, chamado mud acid regular;
1,5 % HF / 13,5 % HCl, chamado mud acid fraco;
1,5 % HF / 6 % HCl, chamado 1/2 mud acid;
1,5 % HF / 10 % Hac (ou CH3COOH), mud acid orgânico;
HBF4 + mud acid ou somente overflush de HBF4.
Tratamentos ácidos
Devido a possíveis reações indesejadas, recomenda-se a
imediata remoção do ácido da formação ou, no caso de poços
injetores, seu deslocamento para longe do poço.
Com relação aos aditivos, utilizam-se os mesmos que no
preflush.
Tratamentos ácidos
3- Pós tratamento (overf lush )
Tem por funções:
Deslocar o tratamento o mais profundamente possível, para
o interior da formação.
Evitar seu contato com o fluido de deslocamento, caso este
seja uma solução salina.
Restaurar a molhabilidade da formação. Recomenda-se
deslocar o mud acid para profundidade superior a 4 pés, a
fim de que eventuais precipitados não se depositem próximo
ao poço, onde seus efeitos danosos seriam maximizados.
Tratamentos ácidos
Aditivos químicos utilizados na acidificação
a) Ácido
• Ácido inorgânico: HCl;
• Ácido orgânico: Ácido fórmico / Ácido acético;
b) Inibidor de corrosão - Proteger equipamentos
• Baixa temperatura;
• Alta temperatura;
c) Preventor de emulsão – Prevenir/evitar a formação de
emulsão
d) Estabilizador de argila – Evitar dispersão das argilas
e) Inibidor de argila – Inibir o inchamento das argilas
Tratamentos ácidos
f) Sequestrador de ferro:
• Ácido cítrico;
• EDTA.
g) Óleo diesel com butilglicol
h) Bifluoreto de amônio: Gerar o HF:
NH4HF2 + HCL + H20 => 2 HF + NH4CL + H2O
i) Dispersante 
PROGRAMA DE ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ
Nº Programa : Nº XXXX/YY
Operação com Sonda em poço produtor
Poço 7-UFS-25-UFS
Formação/zona Ufs / Ufs 190/340
Intervalo Canhoneado: 862 a 916 m
1. HISTÓRICO
Atualmente a zona Ufs 940, intervalos 1220 a 1222 m e
1228,5 a 1230,0 m está produzindo 2,1 m3/d de óleo com 1%
de BSW na coluna inferior. Na coluna superior nas zonas Ufs
190 (855,5 a 858,0 m e 862,0 a 865,5 m), Ufs 340 (903 a
905,5 m e 914 a 916m), está produzindo 4 m3/d de óleo com
44% de BSW.
2. OBJETIVO
Realizar ácido nas zonas Ufs 190/340 com o objetivo de
remover dano. Produção esperada 10 m3/d, com 10% de
BSW.
3. OBSERVAÇÕES
Reiniciar a injeção de água imediatamente após acidificação.
No caso de poço produtor de óleo, realizar imediatamente
pistoneio, ou gás-lift, ou N2 Lift, para limpeza do poço.
Monitorar quando possível a pressão na coluna e no anular.
Não há indicações/medições de H2S para estas zonas do
campo. Porém, na zona Ufs 740, no poço 7-UFS-19-UFS,
distante cerca de 450 m, há indicação de 200 ppm.
4. TRATAMENTO Penetração do ácido 1,23 m
Colchão-1......1290 gal Óleo diesel c/ 10% de Butilglicol
Préflush-1....1750 gal HCl @ 15% 
Tratamento-1..2330 gal HCl @ 12% + HF @ 1,5%
Overflush-1..1500 gal HCl @ 15%
Diverg Flush..... 52 gal HCl @ 15% c/ Matriseal-O
Colchão-2.........645 gal Óleo diesel c/ 10% de Butilglicol
Preflush-2...... 875 gal HCl @ 15% 
Tratamento-2..1150 gal HCl @ 12% + HF @ 1,5%
Overflush-2....750 gal HCl @ 15%
Deslocamento com óleo diesel - a calcular.
Obs: A pressão máxima na cabeça será limitada pelos
equipamentos de superfície.
Colchão 1.611 psi
Pre-Flush 1.306 psi
Tratamento 1.316 psi
Over-Flush 1.306 psi
Diverge-Flush 1.306 psi
Deslocamento 1.603 psi
5. COMPOSIÇÃO PARA 1000 GAL
*Colchão
Óleo diesel..............900 gal
Butilglicol.................100 gal
Preflush*..................HCl @ 15%
HCl @ 33%...................418 gal
Ultrawet.............................1 gal
CI-25..................................2 gal
Ácido Cítrico.....................20 lb
Clatrol III.............................1 gal
Butilglicol........................100 gal
Dispersar 100A..............100 gal
Tratamento* HCl @ 12% + HF @ 1,5%
HCl @ 33%...................377 gal
Ultrawet............................1 gal
CI-25.................................2 gal
Ácido Cítrico...................20 lb
Clatrol III...........................1 gal
ABF...............................200 lb
Dispersar 100-ª............100 gal
Butilglicol......................100 gal
Overflush* HCl @ 15%
HCl @ 33%...............418 gal
Ultrawet.........................1 gal
CI-25.............................2 gal
Ác. Cítrico....................20 lb
Clatrol III........................1 gal
Butilglicol...................100 gal
Dispersar 100 A........100 gal
Diverge Flush* HCl @ 15%
HCl @ 33%................418 kg
Ultrawet..........................1 gal
CI25................................2 gal
Ác. Cítrico.....................20 lb
Clatrol III.........................1 gal
Matriseal-O Diverter........2 gal
6. CUSTOS
Tempo de bombeio = 9 h
Tempo de operação = 1 dia
Distância = 60 Km
Câmbio: US$ 1.00 = R$ 4,21
Custo de Serviço US$ 14,779.18 67,69 %
Custo Produto Químico US$ 6,653.88 30,48 %
Custo Sonda/Apoio US$ 400.00 1,83%
Total US$ 21,833.06
ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ
Operação sem sonda em Poço Injetor
Programa Nº ZZZZ/WW
Poço 7-UFS-780-UFS
Formação Campus
Zona NUPETRO-II
Intervalo Canhoneado: 596,0 @ 598,0 m
1. HISTÓRICO
Poço equipado duplo. Injeta água na zona NUPETRO-II
(coluna superior), no intervalo 596,0@ 598,0 m e produz na
coluna inferior na zona Ufs 190, intervalo 690 @ 693 m .
2. OBJETIVO
Realizar ácido na zona NUPETRO-II (coluna superior).
Cota esperada: 60 m3/dia, Pressão 60 Kgf/cm2.
3. OBSERVAÇÕES
3.1- Reiniciar a injeção de água imediatamente após
acidificação, no caso de poço produtor de óleo realizar
imediatamente pistoneio, ou gás-lift, ou nitrogênio para
limpeza do poço.
3.2- Monitorar quando possível a pressão na coluna e no
anular.
3. OBSERVAÇÕES
3.3- H2S ==> Não consta presença de H2S neste poço.
3.4 - Realizar teste de injetividade antes e após a 
acidificação: T. I. Antes - Com água de injeção = 1.000 gal
Pcab = 60 Kgf/cm2
T. I. Depois - Com água de injeção = 1.000 gal
Pcab = 60 Kgf/cm2
4. TRATAMENTO Penetração do ácido 0,60 m
Preflush...........................................395 gal de HCl @ 15% 
Tratamento..............530 gal de HCl @ 12% + HF @ 1,5%
Overflush..................................340 gal de água de injeção
Deslocamento.................... ......477 gal de água de injeção
Pressões máximas na cabeça do poço
A pressão máxima na cabeça será limitada pelos
equipamentos de superfície.
Preflush 853 psi
Tratamento 859 psi
Overflush 916 psi
Deslocamento 916 psi
5. COMPOSIÇÃO PARA 1000 GAL.
Preflush*...................................HCl @ 15% 
HCl @ 33%...................................418 gal
Ultrawet..............................................1 gal
Policor H250......................................2 gal
Ác. Cítrico..........................................30 lb
Clatrol III............................................1 gal
Tratamento* HCl @ 12% + HF @ 1,5%
HCl @ 33%....................................377 gal
Ultrawet..............................................1 gal
Policor H250.......................................2 gal
Ác. Cítrico.........................................30 lb
Clatrol III.............................................1 gal
ABF.................................................376 lb
Overflush* - com água de injeção
7. CUSTOS
Tempo de bombeio = 9 h
Tempo de operação = 1 dia
Distância = 60 Km
Câmbio: US$ 1.00 = R$ 4,21 
Custo de Serviço US$ 10,495.90 89,15 %
Custo Produto Químico US$ 877.43 7,45 %
Custo Sonda/Apoio US$ 400.00 3,40 %
Total US$ 11,773.33
FIM!