TEQ – 00171

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.