UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO
MATHEUS CALDEIRA GUEDE LUIS AUGUSTO MARTINS AGUIAR
ESTUDO DO FRATURAMENTO ÁCIDO EM ROCHAS CARBONÁTICAS EM LABORATÓRIO
Niterói
2020
MATHEUS CALDEIRA GUEDE LUIS AUGUSTO MARTINS AGUIAR
ESTUDO DO FRATURAMENTO ÁCIDO EM ROCHAS CARBONÁTICAS EM LABORATÓRIO
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Curso de Bacharelado em Engenharia do Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para conclusão do curso.
Orientador:
Prof. Dr. Alfredo Moises Vallejos Carrasco.
Niterói
2020
Ficha catalográfica automática - SDC/BEE Gerada com informações fornecidas pelo autor
Bibliotecário responsável: Sandra Lopes Coelho - CRB7/3389 G924e Guede, Matheus Caldeira
ESTUDO DO FRATURAMENTO ÁCIDO EM ROCHAS CARBONÁTICAS EM LABORATÓRIO / Matheus Caldeira Guede, Luis Augusto Martins Aguiar ; Alfredo Moises Vallejos Carrasco, orientador. Niterói, 2020.
53 f. : il.
Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia de Petróleo)-Universidade Federal Fluminense, Escola de Engenharia, Niterói, 2020.
1. Fraturamento. 2. Estimulação. 3. Laboratório. 4. Carbonatos. 5. Produção intelectual. I. Aguiar, Luis Augusto Martins. II. Carrasco, Alfredo Moises Vallejos, orientador. III. Universidade Federal Fluminense. Escola de Engenharia. IV. Título.
-AGRADECIMENTOS
À Deus, pela força.
Aos meus pais, pelo apoio e amor.
Aos meus familiares, pelo companheirismo.
Ao meu orientador, pela compreensão e constante ajuda na condução deste trabalho. Aos meus professores, pela paciência e ensinamentos
Aos meus amigos, pela lealdade, risadas e leveza.
Aos meus anjos da guarda Geraldo Caldeira e Renato Caldeira, pela proteção. A Luiza, pessoa que escolhi dividir minha vida, por existir ao meu lado.
As tantas outras pessoas que de alguma forma contribuíram para o meu crescimento pessoal, o meu muito obrigado.
Resumo
O presente trabalho se propõe expor os avanços na técnica de fraturamento ácido em formações carbonáticas em laboratório. Primeiramente será feito uma contextualização sobre o cenário de estimulação no geral e será mostrado a justificativaque está levando a uma tendência de investimento na área de estimulação. O trabalho ressaltará a importância das formações carbonáticas. Será feito uma revisão de conceitos básicos que serão necessários para o entendimento desse trabalho. Um desses conceitos é o de porosidade e será detalhado seus tipos, como por exmeplo porosidade efetiva, absoluta, entre outros. Também detalhará-se o conceito de permeabilidade mostrando seus pontos chaves para o entendimento geral e elaborará-se o conceito de mineralogia e sua importância para o presente trabalho. Haverá então, um detalhamento maior da parte de estimulação por fraturamento ácido que é um dos pontos chaves desse trabalho. Será explicado o conceito dessa técnica e o trabalho mostrará a metodologia usada em campo, mostrando um comparativo de vantagens e desvantagens do uso dessa técnica em comparação com a técnica de fraturamento hidraúlico. O presente trabalho explicará a importância da escolha do ácido correto a ser usado no fraturamento ácido, mostrando alguns cenários e explicando quais ácidos são mais aconselháveis. Será mostrado os indicadores que influenciam na escolha de uma técnica de tratamento do fraturamento ácido mais compátivel com a situação específica. Entrará então, em um detalhamento dos procedimentos usados em laboratório, mostrando os equipamentos utilizados, explicando os procedimentos passo a passo e discursando sobre alguns modelos matemáticos usados nos estudos laboratoriais. Posteriormente, será pontuado alguns estudos de laboratórios específicos, que foram feitos sobre o assunto de fraturamento ácido. Concluindo o trabalho, mostrando os avanços específicos laboratoriais no assunto de fraturamento ácido.
Abstract
This work aims to analyze the advances in acid fracturing techniques in carbonate formations in the laboratory. First, a contextualization of the stimulation scenario in general will be made, and a motivator will be shown, which is leading to an investment trend in the stimulation area. The work will emphasize the importance of carbonate formations. A review of basic concepts that will be necessary to understand this work will be done. One of these concepts is the porosity and its types will be detailed, as for example, effective porosity, absolute porosity, among others. The concept of permeability will also be detailed, showing its key points for the general understanding and the concept of mineralogy and its importance for the present work will be elaborated. There will be a greater detail on the part of stimulation by acid fracturing which is one of the key points of this work. The concept of this technique will be explained, the work will show the methodology used, showing a comparison of advantages and disadvantages of using this technique in comparison with the hydraulic fracturing technique. The present work will explain the importance of choosing the correct acid to be used in acid fracturing, showing some scenarios and explaining which acids are more advisable. Indicators that influence the choice of an acid fracture treatment technique that is more compatible with the specific situation will be shown. Then, we will enter into a detail of the procedures used in the laboratory, showing the equipment used, explaining the procedures step by step and discussing some mathematical models used in laboratory studies. Subsequently, some specific laboratories studies, which were made about acid fracturing, will be quoted. Concluding the work, showing the specific laboratory advances in the subject of acid fracturing.
Lista de Figuras
Figura 1.1 - Consumo de petróleo Mundial ... 12
Figura 2.1 - Perfil das porosidades ... 14
Figura 2.2 – Comparativo porosidade efetiva e não efetiva ... 16
Figura 3.1 - Fraturamento ácido ... 20
Figura 3.2 - Evolução de uma fratura ácida... 21
Figura 3.3 – Guia de Ácidos e Técnicas ... 25
Figura 3.4 - Fluxograma simplificado de um fraturamento ácido ... 25
Figura 3.5 – Seriedade da altura da fratura ... 28
Figura 3.6 – Fratura ideal ... 29
Figura 4.1 – Amostra e Invólucro do teste de Anderson e Fredrickson ... 32
Figura 4.2 – Formato da Amostra ... 33
Figura 4.3 – Máquina de Medição de Superfície ... 33
Figura 4.4 – Teste de Penetração da Amostra ... 34
Figura 4.5 - Invólucro API ... 34
Figura 4.6 - Sistema Completo do Teste ... 35
Figura 4.7 - Corpo Central do Invólucro ... 37
Figura 4.8 - Pistões Laterais do Invólucro ... 37
Figura 4.9 - Válvulas Para injeção do Fluido de Teste ... 37
Figura 4.10 - Prensa Externa ... 38
Figura 4.11 - Bomba Chem/Meter 802 ... 39
Figura 4.12 - Vaso de Saturação à Vácuo ... 40
Figura 4.13 – Scanner de Superfície ... 41
Figura 4.14 - Modelo de "Cama de Pregos" de Distribuição da Fratura ... 45
Lista de Tabelas
Tabela 1.1 - Reservas provadas de óleo 2008 - 2017 ... 11
Tabela 2.1 - Definições dos diferentes tipos de porosidade ... 15
Tabela 2.2 - Classificação qualitativa de permeabilidades ... 16
Tabela 2.3 - Minerais e suas composições químicas ... 17
Tabela 3.1 - Vantagens e desvantagens do fraturamento ácido em relação ao fraturamento hidráulico ... 22
Tabela 3.2 - Indicadores favoráveis para fraturamento ácido ou hidráulico ... 23
SUMÁRIO Contents 1 INTRODUÇÃO ... 10 1.1. Contextualização ... 10 1.2. Objetivo ... 12 2 FORMAÇÕES CARBONÁTICAS ... 12
2.1 Importância das formações carbonáticas ... 13
2.2 Porosidade... 13
2.3. Permeabilidade ... 16
2.4. Mineralogia ... 16
3 FRATURAMENTO ÁCIDO ... 18
3.1. Introdução a estimulação ... 18
3.2 Introdução ao fraturamento ácido ... 19
3.3 Descrição geral da metodologia usada em campo ... 21
3.4. Tipos de ácidos ... 23
3.5. Etapas ... 25
3.6. Parâmetros e variáveis a serem medidos ... 27
4 ESTUDOS EM LABORATÓRIO... 31
4.1. Objetivo ... 31
4.2. Procedimentos ... 32
4.3. Principais Equipamentos ... 36
4.4 Modelos Matemáticos de Permeabilidade ... 42
4.4.1 Modelo de Permeabilidade Volumétrica ... 42
4.4.2 Modelo de Nierode-Kruk ... 43
4.4.3 Correlação da Universidade do Texas ... 43
4.4.4 Modelo de Forchheimer ... 45
4.4.5. Outros Modelos... 46
4.5. Estudos Realizados em Laboratório ... 48
5 CONCLUSÃO ... 50
10 1 INTRODUÇÃO
1.1. Contextualização
O petróleo é considerado como a principal fonte de energia no mundo. Devido a combinação do crescente aumento do consumo de óleo e gás e a expectativa do declínio de descobertas de reservatórios com tamanhos relevantes, tem-se como resultado que a indústria petrolífera volte sua atenção para um aproveitamento mais eficiente das reservas já descobertas. Com o intuito de melhorar a recuperação das reservas já existentes, ou seja, melhorar o fator de recuperação desses reservatórios, começou uma grande tendência de investimentos em novas tecnologias e conhecimento na área de estimulação de reservatórios.
A Tabela 1.1 mostra as reservas mundiais comprovadas de 2008 até 2017. É possível notar pelos valores negativos da última coluna, comparando a quantidade de reservas de 2016 e 2017 em porcentagem, que as descobertas de novas reservas não é algo simples ou muito recorrente. Logo, a maior aposta do mercado é a estimulação de poços para suprir a necessidade cada vez maior de produção de hidrocarbonetos. Essa necessidade pode ser observada na figura 1.1 com os valores de participação no consumo mundial de petróleo por países, o consumo total do mundo chega a 98186 milhões de barris por dia.
O conceito formal aplicado na engenharia de petróleo sobre estimulação, define-se por um conjunto de procedimentos que buscam aumentar o índice de produtividade (taxa de produção) ou de injetividade (taxa de injeção) de poços de petróleo. Os conceitos básicos para o entendimento do presente estudo estão direcionados para as características e propriedades dos reservatórios carbonáticos e a descrição da metodologia para o fraturamento ácido.
11 Tabela 1.1 - Reservas provadas de óleo 2008 - 2017
12 Figura 1.1 - Consumo de petróleo Mundial
Fonte: Anuário estatístico 2018(ANP).
1.2. Objetivo
O objetivo do presente trabalho é introduzir os conceitos básicos das formações carbonáticas e suas propriedades, explicar detalhadamente a técnica de estimulação de fraturamento ácido e analisar os avanços da técnica citada em laboratório.
13 2 FORMAÇÕES CARBONÁTICAS
2.1 Importância das formações carbonáticas
As formações carbonáticas são de grande importância para a indústria do petróleo, pois os reservatórios carbonáticos correspondem a mais da metade das reservas mundiais de óleo e gás (Liu et al, 2009). O campo de Ghawar na Arábia Saudita, o maior campo de petróleo do mundo, é um reservatório carbonático com ótima porosidade e com produção estimada de 4,6 a 5,2 milhões de barris de óleo por dia de 1993 a 2003 (Sorkhabi, 2010). As rochas carbonáticas tem a característica de serem extremamente heterogêneas entre si, tornando-se necessário descrição detalhada da rocha antes de qualquer operação de produção.
É possível classificar as rochas em três tipos de acordo com a sua formação. O primeiro tipo são as rochas sedimentares, formadas pela deposição de sedimentos. O segundo tipo são as rochas ígneas, formadas pela solidificação do magma. O terceiro tipo são as rochas metamórficas, formadas pela transformação de rochas já existentes. Entre estes três tipos as rochas sedimentares são as principais como rocha reservatório.
As rochas sedimentares também podem ser classificadas em três tipos, porém a partir da origem dos seus sedimentos. O primeiro tipo são as rochas de origem química, formadas pela precipitação química de sais dissolvidos em rios e lagos. O segundo tipo são as rochas clásticas, formadas pelos sedimentos de outras rochas. O terceiro tipo são as rochas biológicas, formadas pelo acumulo de substancias orgânicas de origem animal e vegetal.
2.2 Porosidade
A porosidade é uma propriedade petrofísica que define o espaço em que se pode armazenar fluidos no interior das formações rochosas. O volume de espaço vazio nas rochas é representado pela porosidade, através da porcentagem de espaços vazios levando em consideração o volume total. A equação para realizar o cálculo da porosidade está apresentada na equação 3, onde Φ define a porosidade, Vv ao volume de espaços 'vazios', Vs ao volume do material sólido e Vt ao volume total.
14 Φ = Vv / Vt (Eq. 2.1)
onde: Vt = Vv + Vs
A porosidade pode ser classificada de diversas formas, porém as mais comuns são: geologicamente como porosidade primária, porosidade secundária, e com base à conexão entre seus poros em porosidade absoluta e porosidade efetiva. A porosidade primária é definida quando o seu desenvolvimento se deu durante a primeira deposição do material sedimentar. Já a secundária é resultante de alguns processos geológicos subsequentes à conversão dos sedimentos em rochas. Matematicamente, a porosidade é definida como absoluta, quando há uma relação entre o volume total de espaços vazios e o volume total da rocha. Finalmente, a definição da porosidade efetiva é referente a relação entre os espaços vazios interconectados de uma rocha e o volume total da mesma. Na tabela 2.1 é possível notar algumas classificações de porosidades para carbonatos. Na figura 2.1 pode-se ver a reprepode-sentação, em forma de depode-senho, de cada uma das porosidades citadas na tabela 2.1. Na figura 2.2 é possível visualizar facilmente a diferença entre porosidade efetiva e porosidade não efetiva (GASPAR, 2003).
Figura 2.1 - Perfil das porosidades
15 Tabela 2.1 - Definições dos diferentes tipos de porosidade
Porosidade interpartícula É o espaço vazio entre as partículas ou grãos. Formada na fase deposicional e é o tipo de porosidade dominante em rochas carbonáticas.
Intrapartícula É encontrada dentro dos grãos. Normalmente formada por esqueleto de organismos.
Móldica Formada pela dissolução de componentes da
rocha, como bioclastos (conchas) e formação dos moldes.
Intercristalina Essa porosidade ocorre entre os cristais da rocha. Encontrada em dolomitos porosos.
Fenestral Sedimentos carbonáticos que formam
aberturas maiores que aberturas interpartículas formam este tipo de porosidade
Porosidade tipo fratura Esta porosidade é formada quando movimentações tectônicas fraturam ou quebram a rocha.
Vugular Porosidade formada por espaços vazios na
rocha grandes o suficiente para serem vistos a olho nu. Normalmente, estes ‘vugs’ são criados por dissolução.
16 Figura 2.2 – Comparativo porosidade efetiva e não efetiva
Fonte: (GASPAR, 2003)
2.3. Permeabilidade
De acordo com Rosa et,al.[2011], a permeabilidade de um meio poroso é a medida de sua capacidade de se deixar atravessar por fluidos. A permeabilidade é a propriedade petrofísica dos meios porosos que representa a capacidade do meio para a condução de fluidos. As rochas carbonáticas apresentam uma grande variação de permeabilidade, medida em mD (milidarcy), podendo ser classificada qualitativamente como mostrado na tabela 2.2
Tabela 2.2 - Classificação qualitativa de permeabilidades
DESCRIÇÃO PERMEABILIDADE (mD) POUCA <1.0-1.5 MODERADA 15-50 BOA 50-250 MUITO BOA 250-1000 EXCELENTE >1000
Fonte: Economides e Nolte (2000)
2.4. Mineralogia
Rocha e Azevedo (2009) levantou o princípio que antes de entendermos o que é uma rocha, é necessário definir o conjunto de minerais que o compõem. Os minerais são substancias químicas formadas naturalmente, são sólidos, inorgânicos e possuem
17 composições químicas definidas. As rochas podem ser definidas como estruturas sólidas naturais, geradas a partir de um processo geológico e formadas por um ou mais minerais.
As formações carbonáticas são constituídas, normalmente, pelos minerais aragonita, calcita, magnesita, dolomita e siderita (Silva, 2017). Os minerais mais frequentemente observados e suas composições químicas podem ser notados na tabela 2.3.
Tabela 2.3 - Minerais e suas composições químicas Minerais Composição Química
Calcita CaCO3 Dolomita CaMg(CO3)2 Aragonita CaCO3 Siderita FeCO3 Magnesita MgCO3 Fonte: (Silva, 2017)
18 3 FRATURAMENTO ÁCIDO
3.1. Introdução a estimulação
Os procedimentos de estimulação são por definição as atividades usadas para corrigir ou aumentar a vazão de produção de um poço de petróleo ou de injeção usando técnicas destinadas a aumentar ou restaurar a permeabilidade da formação. Dessa forma, influenciando diretamente no fator de recuperação de óleo, que é classificado como a quantidade de óleo que é recuperável. Esses procedimentos podem ser classificados em dois grupos devido a realização da atividade com ou sem a indução e propagação da fratura hidráulica. Se houver a indução e propagação de uma fratura hidráulica, o processo é classificado como estimulação por fraturamento. Porém, caso não haja a indução e propagação de uma fratura hidráulica, o processo é classificado como estimulação por tratamento matricial (NEUMANN, 2011).
Fraturas, tanto ácidas quanto hidráulicas, são descontinuidades sobrepostas ao reservatório, o respectivo reservatório não apresenta influência significativa além dos limites da fratura. Mesmo somente influenciando a zona próxima ao poço, muitas vezes a fratura aumenta a produtividade dos poços, de forma significativa, devido ao aumento da área de contato entre o poço e o reservatório (CIKES, 1996).
Fraturas ácidas e hidráulicas são procedimentos de estimulação que começam da mesma forma. Ambas as fraturas são criadas pela injeção de um fluido na rocha reservatório com uma pressão que exerça uma tensão na formação maior do que a soma da resistência a tração da rocha e da menor tensão confinante (FERNANDES, 1998), a injeção se mantém até o rompimento da rocha por tração. A fratura é aumentada e se propaga através da manutenção da injeção do fluido citado (ECONOMIDES et al, 1994). O objetivo principal dos processos de estimulação hidráulico sustentado e ácido é originar um caminho com condutividade considerável, interligando o poço ao reservatório. Os fundamentos teóricos usados para prever pressões de propagação, vazões de tratamento e geometrias da fratura, são os mesmos para os dois tipos de processos de fraturamento. A fratura ideal de acordo com Neuman (2011), necessariamente se propaga em duas asas simétricas em relação ao poço, comprimento e altura podendo chegar a quatro a cinco ordens de grandeza maiores que a abertura.
19 As estimulações por fraturamento citadas apresentam duas diferenças importantes e fundamentais. Na criação do caminho condutivo já é possível notar a primeira diferença. No caso do fraturamento hidráulico, a fratura é criada através do bombeio de um fluido inerte e muitas vezes com elevada viscosidade, com intuito de criar e propagar a fratura, também tendo a função de mover e depositar uma quantidade considerável de agente de sustentação granular. No caso do fraturamento ácido, o início do processo é o mesmo que o de fraturamento hidráulico, a fratura é criada e propagada pelo bombeio de um fluido inerte, também na maioria das vezes viscoso. Porém, neste processo, nota-se em seguida uma injeção de um fluido reativo (muitas vezes um ácido), que reage com a formação de forma desigual em cada fase, devido a heterogeneidade da formação.
A segunda diferença reside no modo como a condutividade é mantida ao longo da vida produtiva do poço. Na estimulação por fratura hidráulica, a condutividade é mantida através de uma injeção do pacote de agente de sustentação. O pacote citado é extremamente mais permeável que a rocha ao redor, criando um caminho de maior preferência, por onde os fluidos são levados do reservatório para o poço e do poço para superfície (NEUMAN,2011). Na estimulação por fraturamento ácido, a condutividade é mantida pela diferença entre o formato das faces das rochas após a interação ácido-rocha. O ácido reage de forma irregular com as faces da formação, devido a sua heterogeneidade, formando faces irregulares entre si. São essas irregularidades nas rochas que criam o canal condutivo, pois com a parada de injeção e consequentemente o fechamento da fratura, criam-se canais interligados, formando uma rede de canais, mas somente se as irregularidades apresentarem resistência mecânica. Essa rede acaba sendo o caminho preferencial da maioria dos fluidos produzidos pelo reservatório. Vale ressaltar que caso as irregularidades não apresentarem resistência mecânica ocorrerá o colapso e fechamento completo da fratura (NEUMAN, 2011).
3.2 Introdução ao fraturamento ácido
As propriedades petrofísicas das rochas, principalmente a porosidade e permeabilidade, são de extrema importância para o segmento da engenharia de produção e de reservatório na indústria do petróleo. Durante o processo de perfuração e completação, muitas vezes, ocorrem danos a formação, prejudicando as propriedades petrofísicas da rocha e gerando uma dificuldade na vazão fluidos produzidos. É a partir
20 de técnicas de estimulação que é possível reverter o cenário descrito, recuperando as propriedades iniciais das rochas ou até melhorando-as.
A técnica de fraturamento ácido é frequentemente usada em estimulação de reservatórios carbonáticos. Essa técnica foi inicialmente utilizada em campo na década de 1960, desde então tem se provado uma eficaz técnica de estimulação, pois observa-se sua grande utilização, com sucesso, ao redor do mundo.
O sucesso de uma estimulação de reservatório, por fraturamento ácido, depende da condutividade criada posterior ao fechamento da fratura. A condutividade é principalmente uma ação conjunta entre as inconformidades criadas nas faces das fraturas e a variação da dureza causada pelo ácido. Devido ao estresse de fechamento, além do condicionamento desigual das fases da fratura, a condutividade da fratura também depende da capacidade da rocha de reter sua integridade mecânica. Na figura 3.1 pode-se notar a criação de uma zona de estimulação por fraturamento ácido.
Figura 3.1 - Fraturamento ácido
Fonte: (Ponomarenko, 2016)
A condutividade resultante tem relação com a quantidade de rocha dissolvida e o padrão em que a rocha é dissolvida. Ranhuras distribuídas de forma uniforme pela fratura não fornecem uma via condutiva, para os fluidos do reservatório, após o fechamento da mesma. Felizmente, devido aos diversos minerais em reservatórios carbonáticos, as fissuras não uniformes são resultado das diferenças nas taxas de reação dos diversos minerais, e também a influência da taxa de injeção do ácido.
21 Há uma grande quantidade de ácidos utilizados na criação de fraturas condutivas. O ácido mais comum é o ácido clorídrico (HCl), geralmente em concentrações como 15% e 28%. As equações de número 3.1 e 3.2 descrevem as reações resultantes entre o ácido clorídrico e o calcário, e as reações resultantes entre o ácido clorídrico e o dolomito.
CaCO
3+2HCl CaCl
2+CO
2+H
2O (Eq. 3.1)
CaMg(CO
3)
2+4HCl CaCl
2+MgCl
2+CO
2+2H
2O (Eq. 3.2)
3.3 Descrição geral da metodologia usada em campo
Na figura 3.2 pode-se notar de forma simples e clara o funcionamento da técnica de fraturamento ácido. Primeiramente, ácido é injetado em uma formação a uma pressão maior que a pressão da formação, o que resulta em uma falha da rocha por tração. Logo em seguida, o ácido injetado reage, de forma não uniforme nas faces da fratura e assim cria-se um caminho condutor para o fluído do reservatório, quando a fratura se fecha, devido a pressão da formação.
Figura 3.2 - Evolução de uma fratura ácida
Fonte: (Al-Momin, 2014)
O caminho condutor criado após o fechamento da fratura é o objetivo da técnica de fraturamento ácido, pois é a partir desse procedimento que se tem a recuperação ou melhoramento das propriedades petrofísicas prejudicadas pelo processo de perfuração e completação do poço. A eficiência do fraturamento ácido está diretamente ligada a certas
Abertura da Fratura
Ácido dissolve
22 variáveis, como a velocidade de reação do ácido e a vazão de injeção da solução. Se o ácido tiver uma alta velocidade de reação, este reagirá somente nas proximidades do poço, assim deixando a operação menos eficaz. Diversas vezes acaba sendo dispensável o uso de agentes de sustentação, pois a dissolução irregular da rocha durante o fraturamento criará canais de alta condutividade (THOMAS, 2004).
De acordo com Smith e Montgomery (2015), a tabela 3.1 e a tabela 3.2 descrevem, respectivamente, as vantagens e desvantagens de se optar pelo fraturamento ácido em relação ao fraturamento hidráulico e os indicadores decisivos que apontam quando o fraturamento ácido é mais favorável que o fraturamento hidráulico.
Tabela 3.1 - Vantagens e desvantagens do fraturamento ácido em relação ao fraturamento hidráulico
Vantagens Desvantagens
Tratamentos mais conservadores, de baixo risco de fracasso
A penetração do ácido será limitada pela perca de fluido e pela quantidade usada de ácido, principalmente em altas temperaturas
Não tem risco de embuchamento prematuro ou de retorno do propante
Reservatórios de baixa permeabilidade, em sua maioria, apresentam melhor condutividade com fraturamento hidráulico
Geram condutividades infinitas e podem potencializar a permeabilidade de fraturas naturais
Potencial superior para problemas com emulsões e sludge, principalmente em poços de óleo
Funcionam melhor em formações mais grossas
Existe risco potencial de corrosão de tubulares, packers e outros equipamentos Operação mais simples de ser realizada A condutividade depende da
heterogeneidade da formação, deixando o resultado imprevisível
Extremamente mais barato que o fraturamento hidráulico
O bombeio de ácido gera um risco ambiental e de segurança
23 Tabela 3.2 - Indicadores favoráveis para fraturamento ácido ou hidráulico Indicadores favoráveis para uso de
fraturamento ácido
Indicadores favoráveis para uso de fraturamento hidráulico Carbonatos naturalmente fraturados Solubilidade do ácido é baixa (<70%) Formações heterogêneas com picos de
permeabilidade e porosidade
Calcário puro e homogêneo Zona de interesse perto de reservatórios
indesejados de água ou gás.
Reatividade ácida é baixa (dolomitos com temperatura abaixo de 150 °F) Poços antigos que não aguentam
propantes
Baixa permeabilidade da formação Baixo estresse de fechamento Rocha com baixa dureza
Formações de carbonato com alta porosidade
Altas pressões de fechamento Fonte: (Smith & Montgomery, 2015)
3.4. Tipos de ácidos
Assim como no fraturamento hidráulico levam-se alguns pontos em consideração na escolha de um fluido propante, no fraturamento ácido também é necessário analisar algumas características do ácido em relação ao resultado esperado na formação em questão.
A força do ácido é um aspecto que depende do tipo de ácido escolhido e também da sua concentração em porcentagem de volume. Basicamente a força do ácido é uma medida do seu poder de dissolução das formações carbonáticas, isto é, a relação da quantidade em massa (quilos, libras, etc) que é possível dissolver de rocha usando certa quantidade de ácido (litros, galões, etc). De acordo com Smith e Montgomery (2015), o ácido clorídrico (HCL) é o mais eficiente ou econômico considerando apenas a capacidade de dissolução citada anteriormente. Porém, por ser muito reativo, este ácido não apresenta grande penetração na formação, criando irregularidades na rocha apenas nas proximidades do poço.
A velocidade de reação do fluido corrosivo com a litologia é outro fator para ser levado em conta. De acordo com os pesquisadores, esse fator é definido como a velocidade que as moléculas de ácido combinam com as moléculas de carbonato na face da fratura. Essa característica do ácido é normalmente menos importante, pois o HCL
24 reage de forma quase instantânea com a maioria das formações, com exceção de dolomito (Smith & Montgomery, 2015).
A capacidade de transporte de massa do ácido também é um ponto considerável nessa análise. Essa capacidade é definida pela velocidade das moléculas de ácido ao percorrer do centro da fratura até a sua face.
A capacidade de controlar a perda de fluidos do ácido escolhido deverá ser contemplada, pois os ácidos, depois de injetados e de reagirem, não formam um filtro na parede do poço. Logo, esse papel de filtro será feito devido a viscosidade do ácido usado. Mesmo os ácidos mais fortes e mais reativos acabam não sendo escolhidos em algumas ocasiões, muitas vezes devido ao seu grande potencial de corrosão dos equipamentos que compões o poço, podendo prejudicar sua integridade. Esse fator se agrava em formações com maiores temperaturas ou mais profundas, podendo ser o principal ponto que direcione a decisão por um ácido orgânico mais fraco, como ácido fórmico ou acético.
Revendo os conceitos apresentados nota-se que o ácido mais usado na técnica de estimulação de fraturamento ácido é uma solução de ácido clorídrico (HCl), devido ao seu baixo custo e eficiência abrangente. Algumas vezes, ácido fórmico (HCOOH) ou ácido acético (CH3COOH) são usados, pois são mais fáceis de administrar em condições de alta temperatura.
Na tabela 3.3 pode-se notar as vantagens e desvantagens das principais técnicas de fraturamento citadas. Na figura 3.3 pode-se notar um guia de escolha de ácido e técnica, dado algumas situações.
Tabela 3.3 - Vantagens e Desvantagens das Técnicas de Fraturamento
Fonte: Feito pelo Autor.
Técnica Vantagem Desvantagem
Pad Acid É a mais comum, tem bom
histórico de uso
Dependendo do ácido e da formação pode ter baixa penteração
WISPER Funciona bem para ampliar a
penetração
Realização mais cara, pois precisa do agente de alta viscosidade
Bombeio HCL Tem bons resultados no Mar do
25 Figura 3.3 – Guia de Ácidos e Técnicas
Fonte: Feito pelo Autor. 3.5. Etapas
As etapas de um fraturamento ácido, de forma geral, podem ser avaliadas a partir da figura 3.4. Primeiro tem-se a injeção de fluido inerte acima da pressão de fratura da formação, levando a fratura. Em seguida, injeta-se um fluido reativo com a formação, provavelmente um ácido, o que leva a criação de ranhuras irregulares na rocha. Finalmente temos o fechamento parcial da fratura, porém agora com um caminho condutivo criado pelas irregularidades mencionadas anteriormente.
Figura 3.4 - Fluxograma simplificado de um fraturamento ácido
Fonte: Produzido pelo autor
Injeção de Fluido inerte acima da pressão de formação
Fratura
Injeção de fluido reativo com a formação(ácido)
Ranhuras
26 Tendo como objetivos de melhor penetração, maior condutividade e maximização do controle da perda de ácido, foram criadas diversas técnicas de tratamento do fraturamento ácido.
A técnica de bombeio de HCL em altas pressões é bem disseminada em formações com alta solubilidade em pressões de 60 barris por minuto (bpm). O uso dessa técnica acaba levando a um poder de penetração pequeno, mas seu uso já teve sucesso em formações de carbonatos de dureza moderada na região do Mar do Norte (Smith & Montgomery, 2015).
O tratamento ácido mais corriqueiro é o tratamento Pad-Acid, que é basicamente o processo de repetição de alternar a injeção de um fluido viscoso a base de água, seguido da injeção de um ácido. O processo de tratamento começa com a injeção de um fluido de alta viscosidade não reativo com a formação, que acaba criando uma fratura na rocha, seguido da injeção de um ácido que cria uma superfície irregular na face da fratura formando pequenos caminhos condutivos comumente chamados de wormholes. Esse processo é realizado em vários ciclos. Os ácidos podem ser injetados em forma de gel na formação, o que pode levar a uma penetração maior na formação em relação ao poço, pois o ácido gelificado levará mais tempo no percurso do centro da fratura até a face da fratura. O objetivo dessa técnica de tratamento é primariamente realizar a fratura e posteriormente acidificar a fratura criada para criar caminhos condutivos.
O fraturamento ácido funciona de forma melhor em formações mais heterógenas, por esse motivo, a Shell E&P (Hartley, 1985), criou e desenvolveu uma técnica de tratamento para o uso do fraturamento ácido em formações bastante homogêneas mineralogicamente como os carbonatos. O nome da técnica é Widely Spaced Etched Ridges (WISPER), esse tratamento é feito com uma injeção de um fluido altamente viscoso e não reativo com a formação, que gera uma fratura. Em seguida é necessária a injeção de um ácido de baixa viscosidade que atravessa o fluido anterior em forma de fingers, alcançando uma maior penetração na rocha antes de começar a reagir com a formação. De acordo com Smith & Montgomery (2015), a viscosidade do fluido inerte tem que ser seiscentas vezes maior que a viscosidade do ácido em questão.
Outra técnica de tratamento é a Closed fracture acidizing (Fredrickson, 1986), neste tratamento é realizado um fraturamento primário com um fluido injetado acima do gradiente de fratura da formação. Em seguida, deixa-se a fratura se fechar e é injetado
27 ácido abaixo do gradiente de fratura para gerar irregularidades na face da fratura, muitas vezes é utilizado uma emulsão ácida para conseguir uma penetração maior do elemento corrosivo. Essa técnica é usada comumente para criar caminhos condutivos em fraturas recentes, fraturas naturais ou em fraturas já criadas anteriormente.
3.6. Parâmetros e variáveis a serem medidos
As principais variáveis e parâmetros considerados no processo de estimulação por fraturamento ácido são a permeabilidade (k), espessura da formação produtiva ou net pay (h) e porosidade (φ). A permeabilidade é considerada a variável primaria do reservatório. A produtividade, considerando o cenário pós tratamento, é representada pela combinação da condutividade (Kf.w), comprimento médio da fratura (xf) e a permeabilidade da formação. Vale ressaltar que “kf” faz menção a permeabilidade do propante na fratura e “w” é a largura da fratura sustentada. É por meio do controle dessas variáveis que se define os objetivos para o projeto de estimulação.
De acordo com Bennet et al (1986), a variação vertical da permeabilidade na formação pode gerar um comprimento produtivo “xf” menor do que o comprimento original sustentado. Conclui-se que a altura “hf” da fratura também é importante para o fraturamento ácido, na figura 3.4 pode-se notar alguns exemplos: na figura 3.4 a) A fratura não consegue cobrir toda zona de óleo, deixando parte do reservatório não estimulado; na figura 3.4 b) a fratura começa em uma zona não reservatório, e a maior parte da fratura está contemplando zonas não desejadas do reservatório, o que não é o objetivo da estimulação; na figura 3.5 c) a fratura se propaga para o intervalo inferior, assim atravessando o contato óleo – água, gerando no final da estimulação a produção indesejável de água.
28 Figura 3.5 – Seriedade da altura da fratura
Fonte: ELBEL & BRITT (2000).
De acordo com Simonsen et al (1978), a mecânica das rochas (tensão in-situ) controla a propagação da altura da fratura. A equação 3.3 representa a pressão efetiva na formação, onde “Pf” é a pressão na dentro da zona de fratura, “SC” é a pressão de fechamento da fratura. No caso homogêneo ideal, a pressão de fechamento é aproximadamente a tensão mínima in-situ. Porém o comportamento raramente pode ser considerado ideal, a tensão na realidade é um valor pontual e a pressão de fechamento é o valor na qual a fratura é realmente fechada. Em zonas de caráter heterogêneo, a pressão de fechamento é representada pela tensão média da zona em toda a fratura. Já em condições mais complexas e que não são objetos do estudo desse trabalho a tensão de fechamento pode ser medida através de métodos de calibração.
29 Uma fratura ideal, com a sua largura ultrapassando o dano nas proximidades do poço pode ser observada no desenho esquemático da figura 3.6. Uma fratura com resultados interessantes aos olhos da engenharia de petróleo deve ter, minimamente, uma estreita fratura que conduz o fluxo, que supostamente seria produzido pela circunferência do poço, caso não houvesse dano. A largura da fratura se relaciona com as dimensões da fratura (hf e L), pressão efetiva, entre outras propriedades mecânicas da formação.
Os fluidos e suas variáveis tem grande importância no fraturamento. A viscosidade(µ) e a taxa de bombeio (Qi) são as principais variáveis dos fluidos, no que envolve o fraturamento, pois interferem na largura da fratura e na condução do propante, assim afetando a pressão efetiva.
Figura 3.6 – Fratura ideal
Fonte: ELBEL & BRITT (2000).
Um projeto de estimulação por fraturamento também leva em consideração o cuidado na escolha de um sistema de fluido e propante, a escolha deve reunir de forma satisfatória os requisitos do sistema, para isso é necessária uma seleção minuciosa de material. É importante que o fluido escolhido tenha boa viscosidade para resultar em boa condução de propante, considerando o mínimo de arrasto na coluna, para diminuir o bombeio vindo da superfície. O componente escolhido deve realizar a manutenção das características que auxiliem em reger a perda de fluido, mas evitando causar danos à formação ou prejudicar a permeabilidade da fratura. Também é interessante possuir um sistema de fluido que concilie custo reduzido com eficiência em altas temperaturas e grandes períodos de tempo.
30 De acordo com Martins et al (1992), todos dos parâmetros do projeto tem que ser moldados, em função que estejam se relacionando plenamente com as condições operacionais. No caso de novos poços, as condições operacionais tem que ser parcela integral do planejamento das operações de perfuração e completação.
Outro parâmetro importante é a velocidade de reação do ácido (Rx), que mede o quão rápido o ácido dissolve a rocha, quando já está em direto contato com a mesma. Como já citado anteriormente, esse parâmetro acaba sendo mais significativo em ácidos fracos ou em dolomitos, para ácidos fortes o “Rx” não varia de forma significativa para a situação. Esse fator é dependente não só das propriedades do fluido, mas também depende da formação e da temperatura. A equação 3.4 demonstra como calcular o Rkm, que é o Rx em condições de superfície. Na tabela 3.4 pode-se notar as especificações de cada variável da equação 3.4.
(Eq. 3.4)
Tabela 3.4 – Variáveis do cálculo de Rkm
31 Na figura 3.7 é possível observar que a ordem da reação (n) é constante para calcário, mas depende da temperatura para os dolomitos, de acordo com a equação 3.5
(Eq. 3.5) Figura 3.7 – Ordem da Reação para dolomitos e calcários
Fonte: (Smith & Montgomery, 2015) 4 ESTUDOS EM LABORATÓRIO
4.1. Objetivo
O Objetivo dos estudos em laboratório é recriar as situações do poço, a fim de se obterem os parâmetros que serão utilizados no fraturamento, sobretudo os parâmetros relacionados à permeabilidade da fratura. A idéia é saber o quanto mudou na capacidade de transporte de fluidos (permeabilidade) da amostra, após os testes, e criar modelos que possam ser usados em campo.
Neste capitulo serão abordados os procedimentos, os principais equipamentos, considerações importantes relacionadas a temperatura, tempo de exposição, tipo de rocha, etc. e as correlações empíricas utilizadas para descrever o comportamento observado.
32 4.2. Procedimentos
O foco deste estudo é o procedimento elaborado na Universidade do Texas (Hill, 1995) e depois aprimorado por Ming et al (1999), porém, antes de entrar no assunto, existe a necessidade de se falar sobre outra técnica elaborada anos antes por Anderson e Fredrickson, em 1989.
A técnica de Anderson e Fredrickson parte de uma amostra cilíndrica retirada da formação (testemunho). Essa amostra é montada em um recipiente de chumbo e um furo é feito perpendicular ao eixo do diâmetro até a metade da altura da amostra (Figura 4.1). O conjunto composto por amostra e invólucro é então submetido à uma câmara fechada em condições controladas e é injetado o ácido pelo furo com as devidas medições de queda de pressão e vazão. A grande vantagem dessa técnica se deve ao fato de se poder usar uma amostra do campo.
Figura 4.1 – Amostra e Invólucro do teste de Anderson e Fredrickson
Fonte: (Smith & Montgomery, 2015)
Voltando à principal técnica desse capítulo, ela consiste em um procedimento de 6 etapas consecutivas que podem ser divididas em 3 grupos: infiltração do ácido,
33 caracterização da superfície da amostra e medição da permeabilidade da amostra. Os 6 passos podem ser vistos a seguir.
1. A amostra é cortada em um formato especial (Figura 4.2) de maneira que caiba em um invólucro de testes padronizado pela API.
Figura 4.2 – Formato da Amostra
Fonte: (Smith & Montgomery, 2015) Figura 4.3 – Máquina de Medição de Superfície
Fonte: (Smith & Montgomery, 2015)
2. A superfície da amostra é medida por uma máquina a laser que mapeia as imperfeições presentes na superfície gerando um modelo daquela amostra em si. A figura 4.3 mostra um dos equipamentos utilizados na Universidade Texas A&M.
3. Um teste similar ao teste de dureza de Brinell é feito com a amostra, porém ao invés de se utilizar uma carga fixa, esse teste mede qual a
34 carga necessária para uma esfera de 1,27 mm avançar metade do diâmetro na amostra. A figura 4.4 ilustra o teste. Diferentes formações exigem cargas diferentes.
Figura 4.4 – Teste de Penetração da Amostra
Fonte: (Smith & Montgomery, 2015)
4. A amostra é colocada no invólucro de permeabilidade padronizado API e colocada no sistema que fará o teste da permeabilidade injetando-se o ácido. Nas figuras 4.5 e 4.6 estão o invólucro e o sistema respectivamente.
Figura 4.5 - Invólucro API
35 Figura 4.6 - Sistema Completo do Teste
v
Fonte: (Smith & Montgomery, 2015)
5. É retirada a amostra de dentro do sistema e é feito uma nova medição da superfície como a feita no passo 2.
6. O sistema é remontado e feito novamente uma injeção como no passo 4, porém com um fluido não reativo e assim medida a permeabilidade deixada pela erosão.
Apesar do teste ser configurado em 6 passos nada impede de retirar ou acrescentar etapas. Por exemplo, o resultado do passo 3 pode ser obtido identificando as características do material numa tabela de valores, conhecendo assim, o valor da resistência à penetração daquele material. Do mesmo modo, pode-se adicionar métodos automatizados para adquirir os dados e manter o controle das condições de teste.
Alguns resultados publicados ao longo desses anos mostraram observações importantes e trouxeram algumas novas ideias para se entender o comportamento das fraturas e sua permeabilidade (Ming et al., 1999). Como por exemplo o efeito do tempo de exposição da amostra ao ácido, o efeito da temperatura, o comportamento usando diferentes tipos de rochas.
36 4.3. Principais Equipamentos
Os equipamentos presentes no teste nos ajudam a ter uma noção dos parâmetros necessários e como obtermos esses parâmetros. Cada peça é importante e existe uma maneira correta de manuseá-las. Trataremos de cada parte do experimento baseado no trabalho de Chunlei Zou (2006).
1. Preparação da Amostra: A amostra segue todo um padrão de forma e medida de modo que encaixe no invólucro, a figura 4.2 consegue ilustrar o formato e a medida da amostra precisa ter. As amostras podem ser de rochas de calcário, dolomita ou qualquer rocha representativa do campo. As propriedades, como porosidade, permeabilidade e resistência a penetração, precisam ser medidas com antecipação para melhor determinar as relações entre a rocha e a maneira que o ácido à ataca.
2. Invólucro API: A célula que receberá a amostra segue os padrões predeterminados pela API com algumas modificações para facilitar a obtenção dos dados de pressão e vazão de fluidos. O recipiente deve ser resistente ao ácido (hastelloy C276) e é composto por um corpo central (figura 4.7), dois pistões laterais (figura 4.8) e duas pequenas válvulas para a injeção (figura 4.9). As dimensões do corpo central são 10” x 3-1/4” x 8”, com o tubo interno medindo 7-1/4” x 1-3/4”. A largura das amostras pode variar entre 2,5” e 3” para fins de estudo de fraturamento ácido. A vantagem de se usar a 3” é o controle de vazão e wormholes durante a injeção do ácido. Quanto mais fina a amostra mais difícil obter esse controle. O corpo possui 3 pequenos orifícios de onde serão retiradas as medições de pressão no centro da fratura (orifício central) e a queda de pressão ao longo da fratura (orifícios superior e inferior).
37 Figura 4.7 - Corpo Central do Invólucro
Fonte: (Zou, 2006)
Figura 4.8 - Pistões Laterais do Invólucro
Fonte: (Zou, 2006)
Figura 4.9 - Válvulas Para injeção do Fluido de Teste
38 Os pistões laterais são responsáveis por manter a amostra centralizada e a pressão ideal no interior por possuir anéis de vedação. Possuem também linhas condutoras talhadas na parede interior com o intuito de canalizar o fluxo. Em cada ponta existe um orifício, onde o fluido poderá vazar e possibilitar a medição da diferença de pressão através da fratura enquanto há vazão.
A injeção é feita pelas portas superior e inferior através de duas válvulas presas por 4 parafusos. O ácido injetado deve ser mantido à uma pressão de 1000 lb para que o gás carbônico gerado se mantenha dissolvido e não crie bolhas forçando o vazamento do ácido. Alguns wormholes a mais podem aparecer, o que não se observa no fraturamento ácido em campo. Essa pressão interna faz com que a força exercida nos pistões laterais chegue a 24.940 lbf, trazendo a necessidade de uma prensa externa (figura 4.10) para manter toda a estrutura no lugar.
Figura 4.10 - Prensa Externa
Fonte: (Zou, 2006)
3. Bomba de Circulação: Para se manter o sistema em operação é necessária uma bomba que possa recriar as condições de campo, ou seja, entregar uma vazão igual ou maior a 1 L/min e pressão de 1000
39 psi. Precisa possuir válvulas de regulação de vazão, válvulas de alívio caso ocorram pressões excessivas e, claro, possuir todo o seu sistema resistente a corrosão. Os tanques onde serão retirados o ácido e a água precisam ser resistentes também, o material mais comum utilizado seria o polietileno. Todas os tubos e conexões da bomba, além da resistência a corrosão, devem aguentar pressões ao menos 3000 psi maiores que a pressão de operação. No trabalho de Zou (2006) foi utilizada a bomba Chem/Meter 802 vista na figura 4.11.
Figura 4.11 - Bomba Chem/Meter 802
Fonte: (Zou, 2006)
4. Aquisição de Dados: Precisamos de um sistema que seja capaz de coletar os dados oriundos do experimento, que sejam capazes de medir as vazões, temperatura, pressão, queda de pressão, entre outros nos pontos de interesse através de sensores e medidores. Seria interessante que ter um sistema integrado que digitalizasse os dados os enviasse à um controlador onde fosse possível coletar tanto os resultados de
40 maneira integrada como ter uma leitura do que está ocorrendo ao longo do experimento.
5. Aquecedores: A velocidade da reação dos ácidos hidroclorídricos é bastante afetada com o aumento da temperatura. Em campo a temperatura que a formação se encontra é muito superior a temperatura ambiente, por isso existe a necessidade de se aquecer o ácido antes de injeta-lo na amostra a fim de recriar as condições de poço.
6. Reguladores de Contrapressão: Devido as condições dos testes demandarem que a pressão seja estabilizada a uma média de 1000 psi isso só é possível através do uso de reguladores de contrapressão. Ao total são utilizados dois, um na linha principal de ácido e outra na linha de vazamento. Os reguladores são compostos por um domo contendo nitrogênio que faz o balanço da pressão da linha mantendo a proporção da pressão desejada na linha com a quantidade de nitrogênio no domo. 7. Vaso de Saturação à Vácuo: Grande vaso que tem como função retirar
o ar presente dentro dos poros da amostra e saturar com água. O sistema é composto por um container de vidro cheio de água, onde a amostra será colocada, e uma bomba à vácuo. A saturação leva em média uma hora. Figura 4.12.
Figura 4.12 - Vaso de Saturação à Vácuo
41 8. Scanner de Superfície: Para se medir pequenas variações topográficas da superfície da amostra antes e depois da reação com o ácido. Raios são refletidos na amostra e sensores fazem o mapeamento de cada relevo presente em cada face podendo gerar um modelo tridimensional para estudos posteriores. Com o scanner é possível quantificar o total de rocha dissolvida pelo ácido. O processo também inclui fotografar a amostra antes e depois do processo com o ácido.
Figura 4.13 – Scanner de Superfície
fonte: (Melendez, 2007).
Ao final, para medirmos a permeabilidade da fratura, montamos os equipamentos de acordo com o esquema da figura 4.6. Utilizamos nitrogênio como fluido inerte para fazer a medição. Esse é injetado no sistema para passar pela amostra já tratada com ácido. Para melhor simular as condições do fechamento da fratura em campo logo após o término da injeção, a permeabilidade é medida através de um sistema de compressão caracterizado pelas prensas no laboratório. No trabalho de Zou (2006) foram obtidas as medidas de permeabilidade simulando diferentes níveis de compressão das prensas sobre a amostra. Também foi utilizada a equação de Forcheimer, que será brevemente explicada no próximo tópico desta tese.
42 4.4 Modelos Matemáticos de Permeabilidade
Os modelos matemáticos utilizados para alcançar os valores de permeabilidade da fratura são oriundos de correlações baseadas em modelos empíricos através das medições obtidas em laboratório, principalmente dureza da rocha e a força que o material tende a exercer para o fechamento da fratura. Apesar de não serem esperados resultados muito precisos em relação à realidade no campo, há a possibilidade de se calibrar com os dados de campo e se aproximar de um modelo mais realista.
4.4.1 Modelo de Permeabilidade Volumétrica
Para esse modelo algumas condições são assumidas, são elas: Admitir que existe uma largura ideal criada pelo ácido antes do fechamento da fratura e assumir que todo o ácido dissolveu a rocha de uma maneira uniforme.
A largura média de fratura é obtida dividindo-se o volume total de rocha dissolvida pela área fraturada:
𝑊𝑎 =
.( )
(Eq. 4.1)
Onde:
Wa é a fratura média;
X é o poder de dissolução do ácido; q é a taxa de injeção (bpm);
t é o tempo de injeção (min); L é a distância de penetração (ft); h é a altura da fratura (ft);
A permeabilidade ideal (Kfω) é então determinada a partir da seguinte correlação:
43
Kfω = 7.84 × 10
(Eq. 4.2)
4.4.2 Modelo de Nierode-Kruk
É o modelo mais utilizado historicamente na solução de estudos de fraturamento ácido. A correlação se baseia entre os parâmetros de permeabilidade efetiva da rocha dissolvida, a resistência à penetração da formação, a tensão efetiva na superfície (tensão de fechamento da fratura menos a pressão de vazão no poço) e a permeabilidade no campo.
A correlação se define por:
Kfω = 𝐶 e (Eq.4.3) 𝐶 = 1.47 × 10 𝑊𝑖 .
𝐶 = (13.9 − ln 𝑆𝑟𝑜𝑐𝑘) × 10 , se 𝑆𝑟𝑜𝑐𝑘 < 20,000 𝑝𝑠𝑖 𝐶 = (3.8 − 0.28 ln 𝑆𝑟𝑜𝑐𝑘) × 10 , se 𝑆𝑟𝑜𝑐𝑘 > 20,000 𝑝𝑠𝑖
Sendo:
Wi a largura ideal (in);
Srock a Resistência à penetração da amostra (psi);. σa tensão de fechamento da fratura (psi);
Kfω a permeabilidade (md.ft).
A largura ideal pode ser obtida da maneira como explicada no método anterior, o método volumétrico. Já a resistência a penetração pode ser retirada de uma tabela referente a rocha da amostra ou com o teste de penetração explicado nos procedimentos de laboratório.
4.4.3 Correlação da Universidade do Texas
Essa correlação leva vantagem por não possuir as limitações das anteriores referentes a largura ideal que acabam por enfatizar o volume de amostra dissolvido pelo
44 ácido e não levam em consideração a característica da rocha e irregularidade da superfície.
O modelo de “cama de pregos” (Figura 4.13) proposto por Gangi (1978), descreve a distribuição da fratura como um conjunto de pregos de mesmo diâmetro e alturas diferentes. A partir dessa proposição vem-se a equação:
Kfω = (Kfω)𝑖 1 −
(Eq. 4.4)Onde:
(Kfω)i é a permeabilidade nas condições onde não há tensão de fechamento da fratura;
σ é tensão de fechamento;
σe é a tensão levando em conta a razão entre a área de contado das irregularidades e a área total da fratura;
m é a distribuição dos “pregos”; -1< m < 1.
Para uma melhor estimativa podemos usar os métodos de laboratório anteriores para obter os dados de (Kfω)i e a tensão de compressão. O (Kfω)i também pode ser estimado pelas correlações ideais explicadas anteriormente.
45 Figura 4.14 - Modelo de "Cama de Pregos" de Distribuição da Fratura
Fonte: (Zou, 2006) 4.4.4 Modelo de Forchheimer
O modelo de Forchheimer foi o modelo utilizado no trabalho de Zou (2006) e é utilizado para medir a permeabilidade através da injeção de nitrogênio em altas vazões em meios porosos.
A equação de Forchheimer é a seguinte:
=
+
( ) (Eq.4.5)Onde, o primeiro termo é igual a soma da perda de viscosidade e perda da inercia onde β é o coeficiente de escoamento inercial. Quanto menor esse coeficiente, mais a equação de Forchheimer se aproxima da Lei de Darcy.
Assumindo que nos experimentos de medição da permeabilidade da fratura a vazão de nitrogênio é medida por:
𝜗 =
× (Eq.4.6)
46
=
+
(Eq.4.7)Podemos plotar em um gráfico linear de vs , onde o cruzamento da reta com o eixo y nos dará o inverso da permeabilidade e a inclinação será proporcional a β.
As variáveis M, T, P1, e P2 são medidas em laboratório e as medidas de permeabilidade e o coeficiente de escoamento inercial são determinados desenhando a melhor reta que se aproxime dos pontos obtidos.
Figura 4.15 – Gráfico de Forchheimer
Fonte: (Zou, 2006) 4.4.5. Outros Modelos
Com o avanço da tecnologia, sobretudo no que diz respeito aos perfilometros a laser, e inserção do estudo de metrologia de superfície, a caracterização da superfície das fraturas evoluiu, permitindo o desenvolvimento de novas correlações (POURNIK, 2008; MOU, 2009).
47 O modelo de Pournik (2008) se baseou nas medições de textura de superfície e de resistência mecânica das rochas. Após 62 experimentos utilizando um conjunto de 4 diferentes ácidos e amostras oriundas de 5 formações distintas e combinando os efeitos de textura na condutividade com baixa tensão de confinamento e da resistência à incrustação na taxa de variação da condutividade com a tensão de fechamento, Pournik desenvolveu uma nova correlação, similar a correlação de Nierode-Kruk, porém com diferentes formas de se calcular os coeficientes 𝐶 e 𝐶 . Deu-se o nome de modelo exponencial.
Os coeficientes C1 e C2 podem ser obtidos através das seguintes equações: 𝐶 = 0,32 𝑟𝑐 para carbonatos
𝐶 = (𝑤) , para dolomitas
𝐶 = −0,0063 + 0,0007 ln(𝑆 ) Onde:
𝐾 (Eq. 4.3) é a condutividade em 𝑝𝑜𝑙 ;
𝐶 é a condutividade com tensão de fechamento nula em 𝑝𝑜𝑙 ; 𝑤 é a largura média em pol;
rc é a razão de contato;
𝐶 é a taxa de declínio da condutividade com a tensão de fechamento de fratura em 1 𝑝𝑠𝑖⁄ ;
𝑆 é a resistência a incrustação da rocha, após o fluxo de ácido, em psi.
Um fator de 5,45 × 10 deve ser multiplicado a 𝐶 a fim de se obter o resultado de condutividade em 𝑚𝑑 × 𝑓𝑡.
Essa correlação obteve resultados ruins comparados aos de Nierode-Kruk para a análise de uma mesma amostra.
Já em 2009, Mou, desenvolveu um modelo em que as dimensões das simulações demonstrariam os efeitos de heterogeneidade com a inclusão de canais. O modelo consegue fazer uma previsão de pressão, vazão, concentração de ácido e perfis das superfícies das fraturas em função do tempo de contato da rocha com o ácido. As
48 correlações numéricas obtidas consideram a condutividade da fratura e a largura média no estado em que a tensão de fechamento é nula como funções das distribuições estatísticas de permeabilidade e mineralogia. Não houve a análise da variação da condutividade com a tensão de fechamento. A análise, baseada na distribuição utilizada, foi dividida em três padrões de dissolução: relativo à distribuição de permeabilidade, relativo à distribuição mineralógica e relativa aos efeitos comparáveis de ambas as distribuições. Para cada padrão foi gerada uma correlação de condutividade para tensão de fechamento nula visto que não seria possível fazer uma correlação unificada.
4.5. Estudos Realizados em Laboratório
É certo que esses testes foram reproduzidos inúmeras vezes por outros pesquisadores e sob as mais diversas condições. O estudo dessas condições, tentando aproximar o experimento às necessidades de campo, trouxeram resultados expressivos e ideias para futuros estudos. Este tópico visa apresentar pesquisas feitas baseadas nas técnicas discutidas e os seus resultados levando em consideração a condição em que o experimento foi proposto.
O primeiro experimento foi conduzido por Pournik (2010) com o objetivo de estudar um problema que ocorria em campo após o fraturamento e o início da produção. A condutividade tinha a tendência de diminuir logo após o começo da produção e até se extinguir depois de certo tempo de produção o que levava à um processo de refraturamento.
Considerando o fraturamento ácido um processo de estimulação em que a dissolução da rocha pelo ácido cria a condutividade, e que essa condutividade depende de quanto foi dissolvido e o formato dessa dissolução, Pournik estabeleceu um experimento com amostras de calcário tratadas com três diferentes compostos de HCl: em gel, viscoelástico e líquido. A amostras, já fraturada, foi submetida as medidas de condutividade em diferentes tensões de confinamento e então foi feito um refraturamento sob as mesmas condições da fratura inicial e, novamente, foi medida a condutividade nas tensões anteriores. O resultado encontrado foi uma melhora na performance pelo ácido liquido e não muito satisfatório com o gel. A ideia é que um novo fraturamento não aumenta muito o volume de ácido infiltrado, mas sim o caminho, a matriz, do infiltrado. No estudo, Pournik ainda diz que são necessários mais trabalhos experimentais para se entender ao certo as condições que aumentam as taxas de sucesso de um refraturamento.
49 O próximo experimento focou na ideia de que o fraturamento ácido não possui apenas a dissolução como agente de fraturamento, uma parcela de todo o processo é fraturada pela pressão hidráulica exercida quando se está injetando o ácido. Wang (2018) elaborou um experimento a fim de observar a influência da parte ácida e a parte tensionada pela hidráulica. Em um estágio inicial, a fratura se estende de maneira alternada entre a formação de wormholes pelo ácido e fraturamento pela tensão hidráulica, com maior influência dos wormholes na formação da estrutura da fratura. Nos estágios mais avançados, a velocidade desses wormholes diminui, a influência deles decresce e, consequentemente, a influência da tensão hidráulica se torna mais presente. O diâmetro dos wormholes são de nível milimétrico, o que os tornam muito maiores que as fraturas ocasionadas pelas tensões hidráulicas, fazendo as fraturas geradas hidraulicamente se localizarem ao redor dos wormholes.
Já no experimento de Jin (2019) considerou-se os efeitos da heterogeneidade da mineralogia das rochas na eficiência do fraturamento ácido. Foram utilizados dois tipos de amostra, uma de calcário homogêneo, para se ter uma base de comparação, e uma de rochas carbonáticas heterogêneas com a presença de minerais insolúveis e argilas em sua composição ao longo das fraturas naturais seladas. Constatou-se que esses minerais insolúveis contribuem para evitar o declínio da condutividade com o aumento das tensões de fechamento pois funcionam como pilares que evitam que a fratura se feche suportando maiores tensões que as amostras de calcário homogêneo. Quanto maiores as propriedades mecânicas desses minerais, mais difícil é o esmagamento deles pelas tensões de fechamento e maior a contribuição na manutenção da condutividade. Testes de raios x de difração e fluorescência foram feitos a fim de localizar os minerais dentro das amostras e observou que quando os minerais não estão alinhados com o fluxo eles possuem o benefício da manutenção da condutividade em altas tensões, já quando eles estão alinhados ao fluxo, conseguem aumentar a condutividade comparado aos desalinhados. O estudo mostrou que é possível se tirar grandes vantagens de rochas heterogêneas justamente pela presença de minerais insolúveis que causam essa heterogeneidade (Jin, 2019).
50 5 CONCLUSÃO
O presente trabalho teve o objetivo de explicar de forma detalhada alguns conceitos básicos de estimulação de um modo geral, posteriormente, detalhando melhor o assunto de fraturamento ácido. Para isso, foi necessário elucidar parâmetros e fatores que influenciam no fraturamento ácido ou no seu entendimento, como porosidade, mineralogia, permeabilidade, entre outros. Finalizando, com uma contextualização das técnicas de estudo em laboratório sobre esse assunto, também mostrando modelos matemáticos para prever o comportamento em diferentes condições de temperatura e pressão.
A técnica de estimulação estudada por esse trabalho vem sendo cada vez mais usada, pois muitas vezes acaba se mostrando uma alternativa mais barata que o fraturamento hidráulico. Porém é necessário compreender as vantagens e desvantagens entre estas técnicas antes de tomar qualquer decisão. A escolha da técnica de estimulação irá depender não só da sua economicidade, mas também da formação. Caso seja uma formação heterogênea, seria muito bem aplicada a técnica de fraturamento ácido, caso seja uma formação homogênea possivelmente seja melhor o fraturamento hidráulico. Também deve-se levar em conta a escolha dos ácidos a serem usados e as técnicas de tratamento que seriam utilizadas. Pode-se notar que a disciplina abordada não é definida de forma fácil, é um assunto complexo, de muitas variáveis, com cada caso sendo bastante especifico e muitas vezes diferentes do próximo.
Por conta da complexidade de cada caso e sua diferença entre si, é difícil criar um padrão que possa ser usado em todos os tipos de campo. O estudo em laboratório deve ser conduzido pensando em cada campo, formação e reservatório específicos, devido as suas naturezas únicas. Existe uma grande dificuldade de recriar as condições de poço em laboratório, por isso é necessário a criação de experimentos em condições aproximadas, tentando ajustar as limitações físicas dos equipamentos e os erros experimentais, usando modelos matemáticos ou ferramentas de laboratório, como uso de uma prensa hidráulica para simular o fechamento de uma fratura.
As técnicas de estimulação estão se desenvolvendo de forma continua, provavelmente pela necessidade do melhor aproveitamento das reservas já existentes, visto que as descobertas de novas reservas estão sendo cada vez mais escassas. As técnicas e tecnologias do fraturamento ácido estão economicamente melhorando ao longo do tempo e suas aplicações estão ficando cada vez mais amplas, devido aos novos
51 métodos de tratamento. Nos testes laboratoriais, o avanço nos equipamentos deve deixar cada vez mais preciso os resultados, independente de ser o mesmo tipo de teste feito anos atrás, por exemplo o esforço do cálculo das correlações em computadores mais antigos não seria um limitante para a tecnologia atual ou futura.
52 REFERÊNCIAS
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