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Este Trabalho Técnico Científico foi preparado para apresentação no 3° Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo e Gás, a ser realizado no período de 2 a 5 de outubro de 2005, em Salvador. Este Trabalho Técnico Científico foi selecionado e/ou revisado pela Comissão Científica, para apresentação no Evento. O conteúdo do Trabalho, como apresentado, não foi revisado pelo IBP. Os organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, Sócios e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor (es) que este Trabalho será publicado nos Anais do 3° Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo e Gás
ESTUDO DA CONTRIBUIÇÃO DO FABRIC DE ARENITOS NA
SUSCEPTIBILIDADE AO PROCESSO DE PRODUÇÃO DE AREIA
Gilmara Alexandre Felipe, Vanessa Kfouri Vasconcellos, Emilio Velloso Barroso, Eurípedes do
Amaral Vargas Jr., Janaina Barreto Santos
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Cidade Universitária/ Ilha do Fundão/ Rio de Janeiro
Resumo – Durante a fase produtiva de um poço de petróleo/gás, muitas vezes há produção simultânea de
partículas sólidas arrancadas da matriz da rocha reservatório. O presente estudo constitui–se em avaliar o papel do
fabric de rochas reservatório na susceptibilidade ao processo de produção de areia. Em especial, procura–se caracterizar
o papel do meio poroso e da saturação relativa água/óleo, variável e crescente nas vizinhanças de poços produtores, na resistência à tração da rocha reservatório. Para essa pesquisa foram utilizados alguns arenitos de afloramento, e a metodologia iniciou - se pela caracterização petrográfica dos arenitos. Além da composição mineralógica dos arenitos, foram determinados parâmetros texturais considerados relevantes para compreensão da resistência à tração, tanto aqueles relacionados aos aspectos da matéria mineral (arranjo entre os grãos, teor de cimento, quantificação de matriz), quanto ao meio poroso (quantificação de porosidade e distribuição estatística do tamanho dos poros). Os resultados preliminares desse estudo parecem indicar que os principais fatores que controlam a resistência à tração e, conseqüentemente a susceptibilidade à produção de areia, são a cimentação e o tamanho dos poros.
Palavras-Chave: produção de areia; arenito; fabric
Abstract – Wells frequently present a simultaneous produtios of oil/ gas and solids that are pulled out from
reservoir rock matrix. This study is related with the role played by rock fabric on the susceptibility of sand prodution process. For this search were using some sandstone of outcrop, and the methodology have the initiate with the petrography characterization of the sandstones . Characteristics of porous media and the influence of relative oil/ water saturation on the tensile strenght of sandstones were investigated. Aspects like mineralogy, textural parameters, porosity and permeability were measured and related to the tensile strength, and sand production as a consequence, is mainly affected by cement content and by the pore sizes.
1. Introdução
Durante a produção de óleo e gás um dos problemas mais comuns é a produção de areia. Dados mostram que setenta por cento das reservas mundiais de óleo e gás, estão contidas em reservatórios formados por arenitos onde a produção de areia pode se tornar um problema em alguma época da vida produtiva do campo (Gonçalves, 2004).
Dá – se a esse processo o nome de produção de areia em função do diâmetro das partículas produzidas. É um processo que não ocorre exclusivamente em arenitos, podendo ser verificado também em rochas calcárias e em carvão
(Dusseault & Santarelli, 1989). Nesse trabalho abordam-se exclusivamente arenitos, devido à relevância dessas rochas
como reservatórios e sua porcentagem, em geral elevada, de quartzo, de propriedades altamente abrasivas.
O objetivo principal desse trabalho é avaliar a influência da saturação de fluidos na resistência à tração e, por conseguinte, na suscetibilidade dessas rochas à produção de areia.
2. Produção de areia
Nesta seção são abordados os principais mecanismos de produção de areia, bem como os problemas decorrentes desse processo e as medidas de controle disponíveis.
2.1. Mecanismo de produção de areia
Os principais mecanismos de produção de areia em rochas são (Dusseault & Santarelli, 1989):
• O processo de canhoneio provoca deformações que destroem o cimento mineral entre os grãos, disponibilizando as areias para a produção, levando a uma instabilidade mecânica e ruptura pela concentração de tensões ao redor do poço (zona plastificada). Esse processo leva ao aumento das tensões efetivas acarretando o aumento das deformações plásticas e causando uma ruptura por cisalhamento da formação. • Ruptura por tração causada por tamponamento dos poros em fluxo.
• Aumento das tensões efetivas de tração na direção radial devido às forças de percolação.
2.2. Problemas decorrentes da produção de areia
Dentre os problemas decorrentes da produção de areia pode – se destacar os seguintes aspectos (Dusseault &
Santarelli, 1989):
• Colapso da zona produtora e tamponamento do poço. • Bloqueio parcial das ranhuras do revestimento.
• Abrasão e desgaste de ferramentas, hastes e equipamentos, tantos os internos ao poço como aqueles colocados na plataforma.
• Problemas ambientais derivados da necessidade de disposição de resíduos impregnados por hidrocarbonetos. Quando o fluxo não tem energia para carrear a areia, pode ocorrer entupimento do canhoneio, acarretando a restrição ao fluxo e levando a necessidade de operações de limpeza. Já quando o fluxo tem energia para carrear a areia, ou ocorre um entupimento de equipamentos na superfície, levando a uma operação de limpeza; ou ocorrem danos a equipamentos, acarretando problemas de segurança e meio ambiente.
Entretanto, como aspecto positivo, a produção de areia pode remover o reboco do poço, e também criar bandas de alta porosidade, o que aumenta a produtividade do poço em 10 a 30%, sobretudo em reservatórios contendo óleos pesados (Vaziri & Lemoine, 2000).
2.3. Medidas de controle
As medidas de controle de produção de areia utilizadas pelas indústrias petrolíferas são: • Controlar a diferença da pressão de fluidos entre a formação e o poço, e a taxa de produção.
• Utilização de obturadores de cascalhos. Estes obturadores estão associados à limitação da entrada de areia, funcionando como filtro sólido e granular.
• Consolidação química da formação, conhecida como injeção de resina.
• Contenção mecânica com utilização de revestimentos do tipo ranhuras, telas e filtros sintéticos.
Todas essas medidas de controle de produção de areia acarretam uma diminuição da produtividade dos poços, e um aumento dos gastos das empresas de petróleo.
O objetivo principal deste trabalho está em avaliar o papel do fabric de arenitos na susceptibilidade ao processo de produção de areia.
Em particular, busca – se caracterizar o papel do meio poroso e da saturação relativa água – óleo, variável e crescente em torno dos poços produtores, na resistência à tração da rocha reservatório. As saturações relativas água-óleo têm relação com as sucções desenvolvidas no meio poroso e a resistência à tração representa o mecanismo que afeta o reservatório à escala dos grãos.
4. Metodologia
A metodologia desenvolvida pode ser separada em várias fases. A fase inicial consta na aquisição de amostras de afloramento de diversos tipos de arenitos. Nessa pesquisa os arenitos amostrados em afloramento são os arenitos Vila Velha e Rio Bonito (ambos da Bacia do Paraná). Esse procedimento pode ser justificado pelos altos custos de amostras de testemunhos, em geral, de propriedade das companhias de petróleo, e a pequena disponibilidade das mesmas para testes destrutivos.
Após essa fase, foi realizada a diagnose dos arenitos em lâminas petrográficas. As lâminas delgadas foram impregnadas com resina para manter a integridade das amostras e com corante azul para realçar o espaço poroso. Foram determinados parâmetros texturais considerados relevantes para compreensão da resistência à tração, tanto aqueles relacionados à matéria mineral (arranjo entre os grãos, o teor de cimento, a quantificação de matriz), quanto os aspectos relacionados ao meio poroso (quantificação de porosidade e distribuição estatística do tamanho dos poros). Também foi analisada a composição mineralógica dos arenitos, através de um contador de pontos. Os parâmetros texturais foram obtidos com análise de imagens digitais das lâminas. As distribuições estatísticas da área, perímetro e diâmetro dos poros foram contabilizadas a partir das imagens.
O passo seguinte foi confeccionar os corpos de provas cilíndricos, com relação altura/ diâmetro igual 0,5 (h=1,9cm e d=3,80cm), para a caracterização petrofísica, saturação água – óleo e ensaios de tração indireta. Na análise dos parâmetros petrofísicos, foi empregada a técnica que associa o uso do paquímetro, saturação das amostras e o principio de Arquimedes para determinar a porosidade e massa especifica dos arenitos. Vale ressaltar que esses dados são úteis para caracterização dos arenitos e para o cálculo dos volumes de água e óleo a serem injetados durante a fase de saturação relativa das amostras.
Para a fase de saturação água - óleo utilizou-se a metodologia proposta por Vasconcelos (2002). Os corpos de prova passaram por um processo inicial de saturação completa de óleo sob pressão a vácuo. Após essa saturação, nas extremidades dos corpos de prova foram colocados caps (Figura 1a) e o conjunto foi envolvido por uma membrana de borracha termoretrátil (Figura 1b).
(a) (b)
Figura 1. Montagem do corpo de prova sobre os caps (a) e aplicação da membrana termoretrátil ao conjunto (b).
Após essa preparação, o corpo de prova foi encaixado no interior do vaso de pressão que foi desenvolvido especialmente para ensaios de produção de areia, pois é capaz de aplicar tensões axiais e confinantes diferenciadas com circulação de fluido simultânea pela amostra. Em seguida, preencheu – se a câmara com óleo OB – 9 e colocou – se o embolo superior, fechando assim o vaso de pressão e confinando a amostra. A saturação de água é feita pela parte superior da célula, e a medida que a água penetra nos poros da rocha, o óleo contido nesses é expulso pela parte inferior. O controle da entrada de água na amostra foi feito por uma bureta graduada, na qual mediu-se a saída de óleo do corpo de prova.
As amostras foram saturadas com percentuais crescentes de água. As razões água – óleo foram de 100:0, 95:5; 90:10; 85:15 e 80:20. Após cada saturação relativa utilizou – se o método brasileiro de compressão diametral, segundo recomendações da ISRM (1981) para a ruptura dos corpos de prova. Vale ressaltar que foram preparados 4 corpos de prova para cada valor de saturação relativa água-óleo.
Figura 2. Corpo de prova colocado em mordente para o ensaio de compressão diametral.
5. Resultados preliminares
Os dados apresentados na Tabela 1, referentes aos arenitos estudados, mostram a porcentagem de matriz, o teor de cimento e a porosidade média, bem como uma medida de dispersão da porosidade mensurada. Entre parêntesis estão os componentes da matriz e do cimento.
Tabela 1. Comparação entre os arenitos Vila Velha e o Rio Bonito.
VILA VELHA RIO BONITO
Cimento 13,1% (Sílica e Ferro) 0,5% (Sílica) Matriz --- 6,3% a 4,5 % (Argilominerais expansivos) Porosidade 18,6% 22,4% Coeficiente de variação (porosidade) 3,0% 8,5%
A proporção de quartzo, fragmentos de rocha e feldspatos presentes nos arenitos, permite classificar o arenito Vila Velha como quartzo - arenito e o Rio Bonito como um subarcóseo (Pettijohn, 1975). Investigou-se também a mineralogia presente na fração argila, encontrando-se a presença de caulinita no arenito Vila Velha e a presença de caulinita e interestratificados de ilita – esmectita no Rio Bonito (figura 3).
Em relação na densidade de compactação (Kahn, 1956) o arenito Vila Velha apresentou uma média de 70,74% enquanto que o Rio Bonito apenas 64,14% (Barroso, 2002). A figura 4 apresenta as relações porosidade-permeabilidade intrínseca para ambos os arenitos. É possível notar que os arenitos Vila Velha são muito mais homogêneos quando se consideram essas propriedades, estreitamente ligadas ao meio poroso. Por lado é evidente a heterogeneidade do arenito Rio Bonito, que pode ser dividido em três grupos distintos conforme a relação porosidade – permeabilidade.
Em relação à resistência à tração o arenito Rio Bonito mostrou uma redução a partir de 5% de saturação de água, enquanto que no arenito Vila Velha a variação da relação água – óleo não interferiu na resistência à tração da rocha. O Gráfico 1 mostra a redução da resistência do arenito Rio Bonito. O Gráfico 2 mostra a não interferência da água no arenito Vila Velha.
θ
θ
A B
18 20 22 24 26 Porosidade (%) 1 10 100 1000 10000 Pe rme ab ili d ad e ( m D )
Arenito Rio Bonito (G1) Arenito Rio Bonito (G2) Arenito Rio Bonito (G3) Arenito Vila Velha
log(Y) = 0.221193 * X + 1.81076 Coef. de correlação = 0.870874
Figura 4. Relação porosidade-permeabilidade nas amostras estudadas.
Tensão X Saturação 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 0 5 10 15 20 25 Saturação em água (%) T ensão (M P a )
Gráfico 1. Tensão X Saturação do arenito Rio Bonito.
Tensão X Saturação 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 0 5 10 15 20 25 Saturaçao em água (%) T ensão (MPa)
6. Conclusão final
Os resultados mostram que os parâmetros texturais de arenitos, cimentação e densidade de compactação (essa afeta a distribuição de tamanho dos poros), influenciam a resistência à tração dessas rochas, e que diferentes arenitos se comportam de forma distinta frente à saturação relativa e, portanto, apresentam diferentes suscetibilidades ao processo de produção de areia. É possível que a presença de argilominerais expansivos no arenito Rio Bonito tenha também contribuído para redução da resistência à tração com o aumento da saturação de água.
A probabilidade de ocorrer à produção de areia cresce quando a rocha tem valores cada vez maiores de saturação de água. No entanto, os dados apresentados nesse artigo fazem supor que, para diferentes arenitos, o início da produção de areia ocorrerá com saturações relativas água - óleo também diferentes. No caso do arenito Vila Velha, não se registra qualquer redução significativa da resistência com a saturação relativa, o que provavelmente significa que arenitos com essas características serão menos suscetíveis à produção de sólidos.
Os resultados preliminares dessa pesquisa apontam como sendo promissoras as iniciativas de utilização de informações geológicas, disponíveis nas companhias petrolíferas desde a fase de exploração, como mais uma ferramenta disponível e auxiliar para o controle da produção de areia.
7. Agradecimentos
Apoio do Programa de Capacitação de Recursos Humanos em Geologia do Petróleo da UFRJ (Conv. PRH-ANP/MCT No. 18).
8. Referências
BARROSO, E. V. Avaliação De Um Modelo Elastoplástico Para Estudos De Processos De Produção De Areia Em Rochas Produtoras De Petróleo. Tese de Doutorado, Departamento de Engenharia Civil da PUC-Rio. 204 p, 2002. DUSSEAULT, M. B. & SANTARELLI, F. J. A conceptual model for massive solids prodution in poorly – consolidated
sandstones. In: Rock at Great Depth, Maury & Fourmaintraux (ends), 1989, Balkema, Rotterdam, 1989.
GONÇALVES, C. J. de C. Desenvolvimento de metodologia de testes para avaliação da interação folhelho-fluido de perfuração. Exame de Qualificação ao Doutorado, Departamento de Geologia da UFRJ, 2004.
ISRM. Rock characterization, testing and monitoring – suggested methods. Ed. E.T. Brown. Pergamon Press, 211p, 1981.
KAHN, J. S. The analysis and distribution of the properties of packing in sand-size sediments; 1.On the measurement of packing in sandstones. Journal of Geology. Vol. 64, pp: 385-395, 1956.
PETTIJOHN, F. J. Sedimentary Rocks. Harper & Row Pub., New York. 628 p, 1975.
VARIZI, H. H. & LEMOINE, L. Strong support for significant productivity boost through sand production. In: Pacific Rocks 2000...ISRM. Eds. Girard, Liebman, Breeds & Doe. pp: 295-302, 2000.
VASCONCELOS, V. K. Influências da saturação relativa água/óleo na produção de areia: um estudo experimental. Dissertação de Mestrado, Departamento de Geologia da UFRJ, 2002.
