BR102019028273A2

BR102019028273A2 - Método para aplicação conjunta de removedor e inibidor de incrustação

Info

Publication number: BR102019028273A2
Application number: BR102019028273-8A
Authority: BR
Inventors: Mario Germino Ferreira Da Silva; Sergio Taveira De Camargo Junior; Tiago Cavalcante Freitas; Giselle Maria Lopes Leite Da Silva; Francisca Ferreira Do Rosario; Francileide Gomes Da Costa; Katia Regina Silva Alves Da Rosa; Rosane Alves Fontes
Original assignee: Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
Priority date: 2019-12-30
Filing date: 2019-12-30
Publication date: 2021-07-13
Also published as: US11952534B2; CN115605559A; WO2021134120A1; US20230043123A1

Abstract

método para aplicação conjunta de removedor e inibidor de incrustação. a invenção está relacionada a um processo de aplicação conjunta de dois tratamentos, o de remoção de incrustação e a injeção de squeeze de inibidor. através do posicionamento simultâneo dentro do reservatório, pode ser aplicado nas operações de remoção de incrustação para formações carbonáticas, como é o caso do pré-sal. sendo assim uma forma de melhorar a eficiência do gerenciamento de reservatórios, através de uma inovação no processo de gerenciamento de incrustação.

Description

MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO

Campo da Invenção

[001] A presente invenção trata da aplicação conjunta de dois tratamentos, o de remoção de incrustação e a injeção de squeeze, através do posicionamento simultâneo dentro do reservatório com aplicação na área de perfuração e com-pletação de poços, bem como nas tecnologias de elevação e escoamento, visando garantir a produtividade do campo de petróleo.

Descrição do Estado da Técnica

[002] A maior parte da produção de petróleo no Brasil ocorre em cenários offshore, sendo assim o ambiente marinho está sempre desafiando os engenheiros de petróleo da tecnologia de garantia de escoamento, na busca de soluções para mitigar problemas relacionados às características do ambiente, como por exemplo, as lâminas de água cada vez mais profundas, as baixas temperaturas no leito marinho, a distância entre os poços produtores e a unidade de produção marítima por vezes chegando a 8 km, a troca de calor entre as linhas de produção com o ambiente do leito marinho, a precipitação de compostos orgânicos como parafinas, asfaltenos e depósitos de sais inorgânicos como sulfato de estrôncio e carbonato de cálcio no interior do sistema de produção submarino.

[003] O desenvolvimento da produção de um campo de petróleo é um processo bastante complexo, após a instalação do sistema de produção na medida em que o campo vai produzindo, se faz necessário realizar a manutenção da produção do mesmo.

[004] Anualmente, a Petrobras, da mesma forma que as demais operadoras ao redor do mundo, consome milhões de dólares para corrigir os efeitos negativos do processo de formação de incrustações no sistema de produção, face a ocorrência destas causar redução na produtividade do campo, levando a perda de receitas geradas pela produção do campo.

[005] Visando garantir a produtividade do campo de petróleo, é realizada a injeção de água do mar no reservatório, através de poços injetores com os objetivos de manutenção de pressão dos reservatórios drenados repondo a massa retirada e também para o deslocamento do óleo em direção aos poços produtores. Ao passar através do reservatório a água do mar entra em contato com a água do reservatório em função das diferentes composições químicas, ocorre a formação de sais incrustantes que vão se depositando desde o reservatório, poço produtor, linhas submarinas, riser de produção de sistema de produção da Unidade Estacionária de Produção (UEP).

[006] Dessa forma, tratamentos de remoção de incrustações são realizados através da aplicação de diferentes métodos, de acordo com o tipo de incrustação formada seja orgânica ou inorgânica.

[007] O tratamento de remoção de incrustação é feito através do bombea-mento a partir de um barco de estimulação conectado a UEP, e desta através das linhas de produção e ou de gás lift até a árvore de natal do poço, seguindo pela coluna de produção até ser injetado no reservatório. O tratamento de remoção é então deixado por um tempo no interior do reservatório para efetuar assim a remoção da incrustação através da dissolução da incrustação formada.

[008] Entretanto, quando é necessário, após o tratamento de remoção, realiza-se também um tratamento de inibição no reservatório. Primeiro seriam necessários alguns procedimentos, como colocar o poço em produção para recuperar o tratamento residual de remoção de incrustação no reservatório. Após a completa limpeza do produto removedor de incrustação proveniente do reservatório, então seria realizada a segunda operação que seria a de inibição, que consiste em injetar no reservatório um produto inibidor de incrustação, projetado para ter uma vida útil em função das características de adsorção e dessorção da rocha reservatório frente ao produto aplicado, que será produzido gradativamente junto com a água produzida pelo reservatório.

[009] O tempo necessário para realizar as duas operações em sequência seria mais longo, em função da limpeza do poço compreendida entre as duas operações, que pode Ievar alguns dias, com a inovação da presente invenção tem-se uma redução no tempo de limpeza, e a otimização da utilização de recurso crítico com a sonda de completação e barco de estimulação.

[010] O pedido de patente BR1020170255905 refere-se ao campo dos tratamentos de formações subterrâneas para a extração de hidrocarbonetos e, particularmente, a um método de tratamento de formações subterrâneas que visa evitar e/ou reduzir a formação de incrustações. Mais especificamente, trata-se de um método de tratamento de formações subterrâneas através da injeção de uma associação que compreende pelo menos um composto inibidor de incrustações e pelo menos um polímero. O método de tratamento consiste em injetar, seja de forma sequencial, seja em mistura, o inibidor de incrustação e o polímero. No caso da injeção sequencial, o inibidor é injetado primeiro. O polímero é injetado depois do inibidor de incrustação. A injeção combinada sequencial ou em mistura do inibidor de incrustação e do polímero permite triplicar a duração do tratamento por injeção, quando comparada a um tratamento por injeção que utiliza apenas o inibidor.

[011] O documento US4602683 refere-se a tratamentos de squeeze de inibidores de incrustações subterrâneas. Mais particularmente, uma solução de um inibidor de incrustação com uma solubilidade que diminui significativamente com a diminuição do pH é injetada em uma formação de subsuperfície adjacente a um poço de produção e, posteriormente, o pH da solução é reduzido para precipitar o inibidor de incrustação na formação.

[012] O documento US20030150613 revela um tratamento por squeeze de uma etapa de uma formação subterrânea envolvendo um tratamento compreendendo um ácido, um inibidor de incrustação e um agente redutor. A presença do agente redutor impede os íons de ferro no sistema de reagir e formar um precipitado com o inibidor de incrustação e mantém os íons de ferro no estado ferroso.

[013] O documento “Rosa, Calin et al. Comportamento de reagentes inibidores de incrustação aplicados na perfuração de poços de petróleo, Revista Matéria, Porto Alegre, v.20, n.02, p.514-522, março, 2015” visa sintetizar e analisar dois tipos de inibidores de incrustação com o propósito de avaliar suas eficiências de inibição de incrustação formada por íons cálcio, bem como, suas compatibilidades com salmouras catiônica e aniônica que simulam as composições das águas envolvidas na exploração de uma plataforma de petróleo brasileira. Os dois inibidores contendo os grupos funcionais fosfonato e amina (IN-A) e polimé-ricos (IN-B) foram investigados para aplicação na extração de petróleo em plataformas brasileiras offshore.

[014] De modo distinto dos demais documentos, a presente invenção revela que a aplicação conjunta dos dois tratamentos, o de remoção de incrustação e a injeção de squeeze de inibidor, através do posicionamento simultâneo dentro do reservatório, pode ser aplicado nas operações de remoção de incrustação para formações carbonáticas, como é o caso do pré-sal.

[015] Assim, os documentos citados não revelam soluções removedores de incrustação e a de squeeze de inibidor de incrustação misturadas formando uma única solução, que é injetada dentro do reservatório para proporcionar simultaneamente a remoção de incrustação seguida da inibição da rocha reservatório de formações carbonáticas.

[016] Deste modo, a presente invenção aumenta a eficiência no processo de gerenciamento de reservatório, uma vez que a aplicação conjunta de removedor e inibidor de incrustação vai gerar ganho econômico devido à redução do tempo operacional, otimizando o tempo de tratamento, diminuição do tempo em que o poço ficaria fechado sem produzir óleo, aumentando a produtividade dos poços melhorando assim a curva de produção do campo e assim o VPL do processo.

[017] Adicionalmente, com o aumento do VPL do projeto devido ao incremento na curva de produção do campo, há uma economia no desenvolvimento da produção do campo através da possibilidade da redução no número total de tratamentos, em função da manutenção da vazão de produção de campo. Além disso, há um aumento do VPL de projeto em função da redução do tempo de sonda, considerado um recurso crítico.

Descrição Resumida da Invenção

[018] A presente invenção trata da aplicação conjunta de dois tratamentos, o de remoção de incrustação e a injeção de squeeze de inibidor Através do posicionamento simultâneo dentro do reservatório, pode ser aplicado nas operações de remoção de incrustação para formações carbonáticas, como é o caso do pré-sal. Sendo esta uma forma de melhorar a eficiência do gerenciamento de reservatórios, através de uma inovação no processo de gerenciamento de incrustação.

Breve Descrição dos Desenhos

[019] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se:

- A Figura 1 ilustra uma vista representativa da unidade estacionária de produção, barco de estimulação, linha coflexip, linha de produção, linha de gas lift, arvore de natal molhada, coluna de produção e o reservatório;
- A Figura 2 ilustra uma vista representativa do bombeio da solução de ácido em conjunto com o inibidor de incrustação, do barco de estimulação através da linha coflexip para a unidade estacionária de produção, e desta pela linha de produção para a árvore de natal molhada,.e desta pela coluna até o reservatório;
- A Figura 3 ilustra uma vista representativa da abertura do poço, após o tempo programado de contato do ácido com o reservatório, para a remoção do ácido gasto do reservatório e simultaneamente a fixação do inibidor na rocha reservatório, o ácido gasto sobe pela coluna, passa pela árvore de natal molhada e segue pela linha de produção até a unidade estacionária de produção onde será processado.

Descrição Detalhada da Invenção

[020] A presente invenção trata de um método para a aplicação conjunta de dois tratamentos, o de remoção de incrustação, e/ou estimulação de reservatório; e a injeção de squeeze de inibidor. A remoção e/ou estimulação do reservatório pode ser pela solução removedora ser quaisquer ácidos, preferencialmente ácido acético, ácido fórmico e ácido clorídrico. Com a utilização de barco de estimulação (2), posicionado sobre o nível do mar (12) em paralelo com a unidade estacionária de produção (1), conectado a unidade estacionária de produção(1) por uma linha coflexip (5), para o bombeio da mistura de ácido e inibidor através da unidade estacionária de produção (1) seguindo pela linha de produção (3) ou pela linha de gas lift (4), ambas estão imersas na lamina d'água (13), até a árvore de natal molhada (6), que está posicionada no mud line (11), onde a mistura de ácido e inibidor acessa o poço, seguindo pela coluna de produção (7), para o posicionamento simultâneo dentro do reservatório (8), onde a mistura permanece por um tempo projetado que planejado em função dos testes realizados com plugues da rocha reservatório, para a estimulação do reservatório, para a remoção de dano e para a inibição do reservatório (9), decorrido o tempo programado para o tratamento, o poço é aberto para a produção para a unidade estacionária de produção (1), então a mistura que estava residente no reservatório (9) é produzida, deixando a inibidor adsorvido no reservatório (10), pela coluna de produção (7), passando pela árvore de natal molhada (6), e desta para a linha de produção (3) até chegar na unidade estacionária de produção (1) onde a mistura e o petróleo serão processados na planta de produção. Este tipo de método pode ser aplicado nas operações de remoção de incrustação para formações carbonáticas, como é o caso do pré-sal. Sendo esta uma forma de melhorar a eficiência do gerenciamento de reservatórios, através de uma inovação no processo de gerenciamento de incrustação.

EXEMPLO 1: Ensaios de eficiência dinâmica com os inibidores de incrustação

[021] Ensaios de eficiência dinâmica com os inibidores de incrustação foram realizados com produtos que apresentam o mesmo princípio ativo a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, com diferentes concentrações de matéria ativa, foram efetuados a 62°C, utilizando água produzida sintética de composição química da água produzida do poço 7-LL-2D-RJS. Estes resultados determinaram as concentrações mínimas efetivas de 10 e 20 mg/L do inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, com diferentes concentrações de matéria ativa respectivamente.

EXEMPLO 2: Testes de escoamento em meio poroso

[022] Testes anteriores de escoamento em meio poroso, em que foram utilizadas formulações com 10% v/v do inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, diluído em solução de KCl 2%m/v, mostraram que o inibidor é adsorvido na rocha-reservatório e posteriormente dessorvido, sem causar dano à permeabilidade da mesma. Estes testes simularam em laboratório o tratamento de squeeze de inibidor de incrustação e permitiram a obtenção das isotermas de adsorção, que podem ser utilizadas para o dimensionamento dos tratamentos nos poços produtores e avaliação do tempo de vida desses tratamentos.

EXEMPLO3: Teste de escoamento em meio poroso

[023] Nesse teste de escoamento em meio poroso foram utilizadas duas formulações: uma formulação de 20% v/v do inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, em HCl 15% e outra do inibidor comercial conforme fornecido. Os testes realizados a 60°C mostraram que o inibidor não causa impacto negativo na eficiência da acidificação. O inibidor é fixado na rocha-reservatório e posteriormente liberado (10), sem causar dano adicional à permeabilidade da mesma. O inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, se mostrou compatível com: água produzida sintética (teor de cálcio variando entre 2080 e 20000 mg/L), a solução de HCl 15% e a solução de ácido acético 10%.

[024] Nesta inovação as soluções removedoras de incrustação e a de squeeze de inibidor de incrustação são misturadas e assim formam uma única solução, que será injetada para proporcionar simultaneamente a remoção de incrustação seguida da inibição da rocha carbonática do pré-sal.

[025] A aplicação e avaliação do inibidor de incrustação comercial a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, diluído em colchões de HCI 75% ou ácido acético 10%, é recomendada também para teste de campo como em poço piloto, em função dos resultados satisfatórios obtidos em escala laboratorial com amostra de testemunho do reservatório Barra Velha do Campo de Lula. Para um teste de campo, no cenário de produção do poço piloto, recomenda-se a aditivação dos colchões ácidos com 20% v/v do inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2.

[026] Adicionalmente recomenda-se a aplicação do mesmo inibidor ao final dos colchões ácidos, seguido de overflush aquoso e outro orgânico. Desta forma, estima-se para este tratamento o consumo de 60000 litros do inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2.

[027] Recomenda-se ainda, efetuar uma avaliação da compatibilidade do inibidor a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, com materiais, fluidos produzidas e demais produtos químicos dosados no sistema de produção. A eficiência do tratamento recomendado deverá ser avaliada com base no monitoramento da composição da água produzida, residual de inibidor de incrustação, testes de produção e avaliação dos dados da PDG (medidor de pressão de fundo) e TPI (Medidor de temperatura do intervalo).

[028] Deve ser notado que, apesar de a presente invenção ter sido descrita com relação aos desenhos em anexo, esta poderá sofrer modificações e adaptações pelos técnicos versados no assunto, dependendo da situação específica, mas desde que dentro do escopo inventivo aqui definido.

Claims

MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO, caracterizado por compreender as seguintes etapas:
- a) Preparar a solução removedora de incrustação;
- b) Preparar a solução de squeeze de inibidor de incrustação;
- c) Misturar as soluções preparadas anteriormente, formando uma única solução;
- d) Injetar a mistura no reservatório a uma temperatura de 60°C, utilizando água produzida do poço, com um teor de cálcio variando entre 2.080 a 20.000 mg/L, para proporcionar simultaneamente a remoção de incrustação seguida da inibição da rocha reservatório.
MÉTODO PARA APLICAÇAO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTRAÇÃO, de acordo com a reinvindicação 1, caracterizado pela solução removedora ser quaisquer ácidos, preferencialmente ácido acético, ácido fórmico e ácido clorídrico,
MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo inibidor de incrustação ser, dos tipos de produtos que apresentam o mesmo princípio ativo a base de compostos derivados de ácidos fosfonicos com formula geral RP(O)(OH)2, podem apresentar diferentes números e tipos de grupamentos fosfonicos, (di, tri, tetra e penta) com diferentes concentrações de matéria ativa,
MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo inibidor de incrustação estar na faixa de concentração entre 10 a 20 mg/L.
MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo inibidor de incrustação estar na concentração de 10% v/v diluído em solução de KCl 2% m/v,
MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo inibidor de incrustação estar na concentração de 20% v/v diluído em solução de HCl 15% ou ácido acético 10%,
MÉTODO PARA APLICAÇÃO CONJUNTA DE REMOVEDOR E INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo tratamento proposto conjugar tripla função, estimulação do reservatório, remoção da incrustação e inibição, principalmente pela acidificação de matriz e consequente distribuição do colchão inibidor principalmente em reservatórios heterogêneos e reativos.