Acidificação de Matriz

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Universidade Federal de Campina Grande
Centro de Ciência e Tecnologia - CCT
Unidade Acadêmica de Engenharia de Petróleo - UAEPetro
Disciplina: Completação de Poços
ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ
Campina Grande/PB, 31.10.2019
Sumário
I. Operações de Estimulação
II. Determinação da Técnica de Estimulação
III. Acidificação de Matriz
IV. Aditivos Utilizados nos Fluidos de Acidificação
V. Dano à Formação
VI. Conclusão
VII. Referências
1. Operações de Estimulação
Parte importante no ciclo que descreve a Engenharia de Petróleo, as operações de estimulação são caracterizadas por um conjunto de técnicas utilizadas para obtenção de maior produção de um poço, através da criação de uma zona adjacente ao poço na qual o movimento dos fluidos é facilitado, através do aumento da permeabilidade do substrato ou da redução da viscosidade dos fluidos, que melhoram o fluxo do reservatório para o poço. Tratamentos de estimulação podem ser altamente eficazes, duplicando ou até mesmo quadruplicando as taxas de produtividade.
	
	Thomas et al. (2001) definiram “estimulação” como o conjunto de atividades que visam aumentar o índice de produtividade ou injetividade do poço. Os métodos mais utilizados são: o fraturamento hidráulico e a acidificação de matriz. O fraturamento também pode ser realizado com fluidos ácidos, sendo assim denominado de “fraturamento ácido”.
As estimulações por fraturamento hidráulico ácido ou hidráulico sustentado devem criar um caminho de elevada condutividade, uma via expressa, que conecte o poço ao reservatório. Ambas compartilham dos mesmos fundamentos teóricos para prever pressões de propagação, vazões de tratamento e geometrias da fratura criada, isto é, comprimento, altura e abertura. Idealmente, esta fratura deve se propagar em duas asas simétricas em relação ao poço com altura e comprimento quatro a cinco ordens de grandeza maiores que a abertura (NEUMANN, 2011).
1.1. Fraturamento Hidráulico
O processo consiste no bombeamento de um fluido de fraturamento, com um elevado diferencial de pressão, aplicado contra a rocha reservatório até a sua ruptura. A fratura iniciada no poço se propaga através da formação pelo bombeio de um volume de fluido, acima da pressão de fratura da rocha. A fim de evitar que a fratura formada se feche após o fim do bombeio é injetado um agente de sustentação juntamente com o fluido de fraturamento. Esse caminho criado facilita o fluxo de fluidos do reservatório para o poço e vice versa. O fraturamento hidráulico não altera a permeabilidade natural da rocha-reservatório. Mas, aumenta o índice de produtividade do poço, e é uma das técnicas mais utilizadas para aumentar a produtividade dos poços. 
1.2. Fraturamento Ácido 
Nesse tratamento, uma solução ácida é injetada com uma pressão superior à pressão de fratura da formação. Esse processo leva à falha da formação gerando a fratura. A injeção contínua do fluido aumenta o comprimento e a largura da fratura. O ácido injetado reage com a parede da fratura criando canais de fluxo que se mantêm abertos mesmo depois da interrupção da injeção. O fraturamento ácido geralmente é utilizado em formações carbonáticas. Esse tratamento pode ser utilizado com o propósito de ultrapassar um dano existente ou melhorar a condutividade hidráulica em formações não danificadas.
2. Determinação da técnica de estimulação
A meta de produtividade dita a técnica de estimulação, a meta de produtividade pode ser alcançada com um efeito skin positivo em arenitos ou carbonatos, a estimulação de matriz será um tratamento adequado e provavelmente mais rentável. 
Nesse caso, é feita a avaliação quanto a limitações mecânicas, além de uma avaliação econômica final para validar a operação de acidificação no dado poço. Mas, se for necessário um efeito skin negativo ou próximo a zero para alcançar um bom rendimento de produção, é preciso avaliar separadamente o reservatório. No caso de arenitos, o fraturamento hidráulico é a operação mais indicada, e apenas se esta operação for economicamente descartada é avaliada a acidificação matricial. No caso dos carbonatos, as três operações devem ser consideradas, e após a avaliação econômica é decidido a operação de estimulação que apresenta o melhor custo benefício. 
O efeito skin foi matematicamente apresentado conforme a Equação:
A figura abaixo mostra uma árvore de decisão para auxiliar o processo de seleção de candidato e a técnica de estimulação. 
3. Acidificação Matricial
 	O tratamento consiste na injeção de uma solução ácida com pressão inferior à pressão de fraturamento da formação. A solução dissolve minerais da rocha para remover o dano à formação, recuperando a permeabilidade em arenitos ou aumentando a permeabilidade na seção radial do poço de carbonatos.
Os tratamentos com ácido são variados: além do tratamento matricial de carbonatos e arenitos, pode-se realizar a limpeza de canhoneados obstruídos, limpeza e lavagem de colunas de perfuração e produção e etc. 
A acidificação matricial é efetiva em formações de alta permeabilidade, e nos casos, em que a obstrução é ocasionada por material solúvel em ácido. Em formações de baixa permeabilidade, o tratamento mais indicado é o fraturamento hidráulico. O ácido é consumido muito rapidamente, devido à forte reação do mesmo com a formação. O controle dessa reação é um dos pontos mais críticos desse tratamento. 
Os principais ácidos utilizados na composição dessas soluções são ácido clorídrico, quando a formação em questão seja do tipo carbonática, ou uma mistura de ácido clorídrico com ácido fluorídrico, quando se esteja tratando de formações de arenito. 
A utilização dessa técnica veio ganhando mais importância ao passo que a produção de petróleo tornou-se mais intensa, necessitando assim de uma maior eficiência, a fim de maximizar a produção geral das jazidas. Um dos principais desafios da técnica é controlar a reação ocorrida entre o ácido e a rocha, que quando bem exercida garante um maior alcance radial no poço gerando mais eficazes wormholes. Além de no caso de formações com baixas permeabilidades naturais evita-se o fraturamento da mesma. 
Se além do controle da técnica seja conhecida a mineralogia da formação, maior a possibilidade de desenvolver soluções estáveis que reagirão de maneira esperada e adequada em diferentes tipos de situações, dando a técnica mais confiabilidade. Desse modo as reações da solução ácida dependerão da formação circundante. No caso de formações de arenito a solução apenas irá dissolver ou mover materiais como sólidos finos que estão a obstruir os poros daquela formação. Enquanto nas formações de carbonato mesmo que haja a desobstrução dos poros, a solução ácida vai também dissolvendo a formação gerando pontos de ligação entre poros, dantes não interligados, além da formação de novos wormholes em sua totalidade. 
3.1. Acidificação do Arenito
O objetivo da operação de acidificação do arenito é remover o dano perto do poço, quando este realmente afeta a produtividade. A seleção, o tipo e a concentração do ácido dependem dos minerais presentes na formação. 
O projeto básico sugerido para tratamento típico de arenito é (Kalfayan, 2000): 
1º estágio – preflush: 15% em peso de HCl 
2º estágio – mud acid: 3% em peso de HF e 12% em peso de HCl 
3º estágio – overflush: 3%-8% em peso de NH4Cl ou 3%-5% de HCl em todos os poços seguidos por nitrogênio (poços de gás), querosene (poços de óleo) ou 5% de HCl (poços de injeção de água).
O tratamento preflush dissolve os carbonatos, além de empurrar o fluido da formação para atuação posterior do mud acid e preparar a formação reduzindo o pH. 
O mud acid é o tratamento principal, atua dissolvendo o dano para aumentar a permeabilidade da região em volta do poço. 
O overflush há limpeza de possíveis precipitados gerados pelas etapas anteriores, sendo utilizado cloreto de amônio, HCl em baixa concentrações, ácido acético ou solventes.
3.2. Acidificação de Carbonatos
A acidificação de carbonatos nãotem por finalidade remover o dano, e sim criar “wormholes” (canais de escoamento) para que o hidrocarboneto flua após a estimulação. 
A operação em carbonatos muitas vezes requer baixas vazões de injeção para evitar a fratura da formação, e em casos de formações de baixa permeabilidade, esse limite operacional induz um dos pontos mais críticos da operação que é o controle da reação ácido-rocha. A reação, de dissolução, ácido-rocha é extremamente intensa e o rápido consumo do ácido faz com que o mesmo não consiga atingir a profundidade desejada, pois é consumido rapidamente pela formação na área próxima do poço (Fredd & Fogler, 1996). Dessa maneira, a rápida dissolução consome grandes volumes de ácido e proporciona aumentos negligenciáveis na condutividade da formação, pois as regiões com dano podem não ser ultrapassadas.
Existem três mecanismos de dissolução de carbonatos:
1. Dissolução maciça: ocorre quando o ácido é gasto na face da formação. Nesse mecanismo a penetração do ácido “vivo” fica limitado a centímetros do poço.
2. Dissolução uniforme: acontece quando o ácido reage de acordo com as leis
hidrodinâmicas de fluxo através do meio poroso. Neste mecanismo, a penetração do ácido “vivo” será pelo menos igual à penetração volumétrica do ácido injetado.
3. Formação de “wormholes”: eles são formados quando a invasão do meio poroso pelo ácido não é uniforme.
 Os wormholes são pequenos túneis gerados pela dissolução concentrada do ácido em uma determinada região do reservatório carbonático, são como os caminhos formados pela minhoca no solo. Esse mecanismo é o predileto, sendo 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.
· Visando a melhoria de alcance da acidificação da matriz então, se desenvolveram métodos de retardação da reação ácido-formação:
· Retardação por tensoativos: Nesse caso, os tensoativos ou surfactantes, vão garantir que a formação seja molhável a óleo. O tensoativo age alterando a molhabilidade do sólido ao fluido modificando as tensões de interação entre esses componentes. O uso de surfactantes ocorre em etapa de preflush com presença de solvente oleoso, ou apenas adicionando no ácido (Willians; Glidey; 
· Retardação por aditivos químicos: Os aditivos agem de forma que alteram o equilíbrio de cinético da reação, outra ação é inibir reações como, por exemplo, de solubilização de algum componente da formação. 
· Retardação física: Basicamente ocorre com o aumento da viscosidade da solução ácida transformando-as em géis, emulsões e espumas, contudo, seu bombeio em regiões de baixa permeabilidade exige maior cautela, para que a pressão não frature a formação.
4. Aditivos utilizados nos fluidos de acidificação
A escolha do fluido correto é de máxima importância para o sucesso do tratamento de acidificação. Os aditivos têm como função evitar a corrosão excessiva, prevenir resíduos e emulsões, evitar a precipitação de ferro, melhorar a limpeza, melhorar a cobertura da zona e evitar a precipitação da reação de produtos. A escolha de aditivos errados pode prejudicar o tratamento.
4.1. Inibidores de corrosão
O inibidor de corrosão retarda o ataque de corrosão ácida no revestimento, na coluna, ou qualquer outro metal que o ácido possa entrar em contato durante o tratamento.
 Os dois tipos básicos de inibidores de corrosão são os inorgânicos e orgânicos. Os inibidores inorgânicos trabalham bem em altas temperaturas por um longo período de tempo, são mais baratos que os inibidores orgânicos, mas perdem sua eficiência em soluções mais concentradas que 17% de HCl (ácido clorídrico), e podem reagir com H2S (sulfeto de hidrogênio) formando precipitados insolúveis. Os inibidores orgânicos podem ser usados na presença de H2S sem formação de precipitados, trabalham bem em qualquer concentração de ácido, mas possuem custo maior que o os inibidores inorgânicos e não fornecem proteção em temperaturas acima de 95°C por um longo tempo (Ali&Hinkel, 2000).
4.2. Surfactantes
Surfactantes ou agentes de atividade superficial são usados para quebrar emulsões indesejáveis, reduzir a tensão de superfície e/ou a tensão interfacial, dispersar aditivos e prevenir a formação de resíduos. A escolha inadequada de surfactante pode levar a resultados contrários àqueles pretendidos tornando-se prejudicial para o tratamento.
4.3. Agentes sequestrantes
 Os agentes sequestrantes têm a função de se ligarem aos íons, principalmente cálcio (Ca+2), magnésio (Mg+2) e ferro (Fe+3), e mantê-los em solução para que não precipitem. São exemplos de agentes sequestrantes os ácidos cítricos, EDTA e Ácido Nitrilotriácetico (NTA).
4.4. Agentes divergentes
Os agentes divergentes funcionam igualando o fluxo, de modo que as zonas de diferentes permeabilidades possam ser tratadas. O divergente deve ser insolúvel no fluido de tratamento, formar uma camada impermeável sobre a formação sem penetrar profundamente, para ser facilmente removido após o tratamento. Geralmente são utilizadas resinas solúveis em óleo e espumas (fluidos de espuma tem a vantagem adicional de boa limpeza e pouco ou nenhum potencial para danificar a formação).
5. Dano à Formação
Dano à Formação é um conceito que se refere à diminuição da permeabilidade da zona produtora. Pode ser causado por diversos fatores, incluindo físico-químicos, químicos, biológicos, interações térmicas dos poros da formação, partículas e fluidos, deformação mecânica da formação sob estresse (Civian, 2007).
O efeito skin é usado para descrever alterações perto da zona do poço. Um dos maiores problemas é o dano à permeabilidade que pode ser causado por praticamente qualquer atividade de engenharia de petróleo. Se a permeabilidade próxima à zona do poço é significativamente reduzida, a capacidade de produção ou injeção do poço fica comprometida.
5.1. Dano por formação de emulsões
Emulsões são combinações de dois ou mais fluidos imiscíveis (incluindo gás) que não se dispersam molecularmente entre si. As emulsões são normalmente estabilizadas por tensoativos, principalmente pelos tensoativos naturais presentes no óleo da formação. Neste tipo de dano, solventes auxiliados por produtos desemulsificantes são geralmente usados.
5.2. Dano por alteração da molhabilidade
Entupimento da formação pode ser causado por líquidos ou gás alterando a permeabilidade da rocha. Alterações na molhabilidade podem ser corrigidas pela injeção de solventes para remover a fase óleo, seguida da injeção de tensoativos que tornem a formação novamente molhável à água.
5.3. Dano por depósitos orgânicos
Depósitos orgânicos são hidrocarbonetos pesados (parafinas ou asfaltenos) que precipitam a medida que a temperatura ou pressão é reduzida. Em certos casos, não se pode evitar tais danos, sendo normalmente executada a remoção mecânica dos depósitos com raspadores. Em outros casos, os depósitos podem ser resolubilizados por solventes orgânicos ou pelo aquecimento da formação com óleo aquecido.
5.4. Dano por siltes e argilas
O dano causado pela migração ou inchamento de argilas, ou pela migração de siltes, promove a redução da produtividade. Quando as partículas danificantes originam-se da própria rocha reservatório, elas são chamadas de “finos”. A remoção de danos, por deposição de finos, em reservatórios de carbonato faz-se com HCl, que apesar de não dissolver os finos, pode dispersá-los.
5.5. Dano por depósitos bacterianos
As bactérias podem ser um problema sério para a produção devido ao que elas consomem e seus subprodutos. As bactérias podem crescer em diferentes ambientes e condições. Este é um dano de difícil remoção. Para o tratamento são utilizados agentes oxidantes fortes, como o peróxido de hidrogênio.
5.6. Dano por polímeros
A utilização de polímeros pode causar dano à formação quando esses polímeros não estão completamente dissolvidos ou pela desestabilização do sistema em que os mesmos estão dispersos. O dano também pode ser gerado no processo de formaçãodo reboco. A remoção desses danos pode ser realizada através do aumento do pH.
6. Conclusão
Vê-se então que a acidificação de matriz é uma medida eficiente quando há uma perca de permeabilidade inesperada no poço, ou quando em formações carbonáticas há a possibilidade de criação de wormholes, os quais se referem a espaço poroso extra na formação gerado artificialmente pela dissolução da formação.
 É de extrema importância o conhecimento acerca da composição e característica da formação, são essas informações que garantem se o uso da técnica será possível e o seu bom desempenho, evitando gastos de tempo e dinheiro.
 A acidificação também age evitando a contaminação de formações vizinhas, ou aquíferos próximos às zonas produtoras com sua ação a pequenos avanços. Não vale esquecer que a reparação de danos é limitada pela atuação da solução ácida que apesar de todas as melhorias e manipulação de fluidos, torna-se inviável com o distanciamento radial do poço.
7. Referências
PEREIRA, FERNANDA SILVA. COMPARAÇÃO DE TRATAMENTO DE INCRUSTAÇÃO ATRAVÉS DE ACIDIFICAÇÃO. NITERÓI, RJ. 2016
BJ SERVICES. Formation Damage Manual. Texas. 1999. KALFAYAN, L. Production Enhacment with Acid Stimulation. Tulsa: Penn Well Corporation, 2000. JACOBS, I. 
C.; THORNE, M. A. Asphaltene Precipitation During Acid Stimulation Treatments. In: SYMPOSIUMON FORMATIONDAMAGE CONTROLOF THE SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEER. Tecnical Presentation. Lafayette, LA: SPE. 1986.