BR102020013242A2

BR102020013242A2 - Formulação ácida e processo para pré-tratamento em ambiente de fluido de base não aquosa

Info

Publication number: BR102020013242A2
Application number: BR102020013242-3A
Authority: BR
Inventors: Alexandre Zacarias Ignacio Pereira; Francileide Gomes Da Costa; Nilson Jose Denadai; Francisco Fabio Teixeira Lima; Flavio Bittencourt Da Cruz; Thiago Judson Lima De Oliveira; Pedro Rocha Tavares
Original assignee: Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
Priority date: 2020-06-26
Filing date: 2020-06-26
Publication date: 2022-01-11

Abstract

formulação ácida e processo para pré-tratamento em ambiente de fluido de base não aquosa. a presente invenção trata de um sistema de pré-tratamento que ataca o fluido de base não-aquosa (fbna) de forma controlada com aplicação na área de perfuração e complementação de poços visando desfazer a emulsão sem aumentar a viscosidade dos fluidos envolvidos e tornando todo o sistema compatível com os tratamentos ácidos convencionais, bem como eliminando a necessidade de troca de fbna para fluido base água na zona de interesse, aumentando assim as opções operacionais para a construção de poço.

Description

FORMULAÇÃO ÁCIDA E PROCESSO PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA

Campo da Invenção

[001] A presente invenção trata de um sistema de pré-tratamento que ataca o fluido de base não-aquosa (FBNA) de forma controlada com aplicação na área de completação de poços visando desfazer a emulsão, característica desse tipo de fluido, sem aumentar a viscosidade dos fluidos envolvidos e tornando todo o sistema compatível com os tratamentos ácidos convencionais, bem como eliminando a necessidade de troca de FBNA para fluido base água na zona de interesse, aumentando assim as opções operacionais para a construção de poço.

Descrição do Estado da Técnica

[002] Nas últimas décadas foram observados vários eventos nos quais houve necessidade de troca de fluido sintético por fluido base água, quer de perfuração quer de completação. Essa situação levou a uma série de problemas para condicionamento de poço. Dessa forma, sempre que possível, são criadas alternativas para essa situação, como o caso do deslocamento da pasta de cimento do revestimento ou liner de produção por fluido de completação, tirando proveito da capacidade de deslocamento do cimento para melhorar a limpeza do revestimento.

[003] Eventualmente, o processo convencional de troca de fluidos e limpeza dos revestimentos e riser não pode ser evitado, levando a discussões relativas à eficiência dos sistemas de fluido para condicionamento do poço, hoje agravadas pelas restrições ambientais ao uso de detergentes.

[004] Fluidos de perfuração sintéticos (FBNA) são bastante versáteis. A baixa sensibilidade das formações a esse tipo de fluido permite perfurar toda camada de sal, folhelho e o reservatório com um único tipo de fluido, reduzindo de forma substancial a logística relativa à fluido de perfuração. No entanto, apresentam sérios problemas de compatibilidade com fluidos base água, especialmente aqueles empregados em acidificação.

[005] Como existem perspectivas de ganhos logísticos e eficiência apreciáveis na construção de poços, além de permitir a perfuração em condições de depleção elevada, o FBNA constitui uma alternativa estratégica. Essa condição levou ao estudo de métodos para estimulação em ambiente de fluido base óleo que vem sendo analisados ao longo da última década.

[006] Por uma série de razões fluidos não-aquosos (sintéticos - FBNA) são uma constante no portfólio de construção de poços. São pouco sensíveis às características das rochas perfuradas, têm elevada lubricidade e não interagem significativamente com a mineralogia das formações. Além disso, devido ao seu componente orgânico, podem alcançar densidades muito baixas, não somente pela redução da densidade da fase aquosa associada, mas pela utilização de fluidos contendo somente os solventes orgânicos (não emulsionados) e, especialmente, se foram aplicadas técnicas adicionais de redução de peso, como o uso de esferas ocas, aeração etc. No entanto, apesar de sua característica versatilidade, costumam ser altamente incompatíveis com fluidos aquosos, sejam soluções salinas características dos fluidos de completação sejam os ácidos empregados em estimulação.

[007] Periodicamente, a indústria enfrenta situações nas quais não é possível substituir o fluido sintético na perfuração, sendo necessário completar poços ou mesmo tratar formações nesse ambiente.

[008] Muitos trabalhos foram desenvolvidos nas últimas décadas, desde que foram completados os primeiros poços com diesel na Bacia de Campos, há mais de trinta anos, e muitos estudos e operações têm sido realizados, tendo em vista a perspectiva de utilização dos fluidos sintéticos, como, por exemplo, em poços muito depletados. De forma geral, as operadoras e as Cias de Serviço desenvolvem técnicas e produtos na medida da solicitação operacional. Assim, temos contenção de areia em meio a fluido sintético no oeste da África e mesmo no Mar do Norte (Marpaung et al., "Novel Technique for Achieving High-Rate Water Injection at Matrix Rates in Openhole Sand-Control Completions: A Case History from Akpo Field”, Nigeria, Society of Petroleum Engineers, SPE 127825, 2010; Fossum et al., "Design and Utilization of Low Solids OBM for Aasgard Reservoir Drilling and Completion”, Society of Petroleum Engineers, SPE-107754, 2007; Gerard,P., "Sand Control Robustness in a Deep Water Development: Case Histories From Girassol Field”, Society of Petroleum Engineers, SPE-107767, 2007) onde poços são completados stand alone ou executam o gravel packing com FBNA, de forma semelhante ao que foi feito em dois poços de Marlim, ou trocam o fluido sintético por fluído base água lidando com a consequente complexidade desse processo.

[009] A busca pela otimização do processo de construção de poço e a demanda por fluidos de perfuração de baixa reatividade e densidade têm indicado a necessidade de perfurar e completar intervalos de interesse com fluidos de base não aquosa (FBNA, também conhecidos como fluidos sintéticos). No entanto, esses fluidos são incompatíveis com operações de estimulação de formação, tais como a acidificação, o que impõe a necessidade de troca do FBNA por outro, base água, aumentando o tempo e o risco associados à completação do poço, ou a lançar mão de sistemas das Cias de Serviço, que demandam logística especial por normalmente não estarem disponíveis.

[0010] Na ausência de sistemas para o tratamento de formações em ambiente de FBNA são adotadas algumas abordagens alternativas:

- Uso de fluidos de perfuração base água, o que pode não ser possível devido às limitações de peso de fluido e compatibilidade com a formação;
- Troca do FBNA utilizado na perfuração por fluido aquoso, com risco de perda para a formação;
- Aplicação de sistemas desenvolvidos pelas Cias de Serviço, demandando logística específica.

[0011] Todas essas alternativas possuem limitações severas o que aumentou a atratividade de desenvolvimento de um sistema simples a partir de produtos comumente disponíveis para as operações de estimulação.

[0012] Dentro desse horizonte, pesquisou-se formulações que permitissem quebra controlada dos sistemas emulsionados, sem a geração de sistemas de elevada viscosidade, e novas técnicas para a substituição de fluidos que reduzissem o risco de sludging e aumentassem a eficiência da limpeza e condicionamento do poço no processo de troca de fluidos.

[0013] A possibilidade de tratar carbonatos e arenitos em ambiente de fluido sintético (FBNA) traz diversas oportunidades de redução de custo e logística na construção de poços marítimos, pois dispensa a troca preliminar de FBNA para fluido de perfuração base água (FBA).

[0014] Adicionalmente, especialmente em lâmina d'água profunda, existe a necessidade de utilização de fluidos que sejam resistentes à formação de hidratos. Para os fluidos base água, as medidas usualmente adotadas para contornar esse problema costumam resultar em uma logística bastante pesada além de operacionalmente bastante complicada, problemas que seriam em muito reduzidos com a utilização de fluido sintético.

[0015] Além disso, existem problemas relacionados à perspectiva de elevada depleção dos reservatórios que podem tornar inviável a troca de fluidos em algumas situações, ressaltando a importância de existirem opções em carteira para permitir a acidificação nesse ambiente.

[0016] O documento PI09033149 revela uma composição fluida para tratamento ácido de formações subterrâneas, produtoras de óleo, gás e água, contendo como principais componentes a mistura de dois ácidos inorgânicos, em diferentes proporções com um agente quelante e cloreto de amônio. As composições ácidas utilizadas para estimulação de rochas produtoras na presente invenção, em especial rochas carbonáticas e arenitos, produtoras de óleo, gás e água.

[0017] Mais especificamente, o documento PI09033149 revela a seguinte composições utilizadas neste tipo de tratamento, uma vez que seja empregada da seguinte forma: um primeiro componente, cloreto de amônio (NH4CI) com concentração na faixa de 0,1% a 6%; um segundo componente, um quelante amoniacal (NH4)2H2EDTA com concentração na faixa de 0,001% a 0,6% p/v; um terceiro componente, ácido fluorídrico (HF) com concentração na faixa de 0,1% a 3,0%; e um quarto componente que pode ser escolhido entre ácido clorídrico (HCI) com concentração na faixa de 0,1% a 2,0% e ácido metano sulfônico (CH3-SO3H) com concentração na faixa de 0,1% a 2,0%.

[0018] O documento PI02134160 revela uma composição de tratamento contendo solventes mútuos apropriados para a formação e manutenção de composições de tratamento de fluidos aquosos monofásicos contendo concentrações muito elevadas de ácidos e/ou agentes quelantes. São apresentados os métodos de uso de tais composições de tratamento para a dissolução e remoção de incrustações e material da matriz da formação, em fluidos de tratamento, no campo petrolífero, tais como estimulação e remediação.

[0019] Mais especificamente, o documento PI02134160 revela uma composição de tratamento monofásico que inclui um primeiro componente, sendo este um ou outro ou ambos, entre: a) um ácido selecionado do grupo que consiste em ácido clorídrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico, ácido fluorídrico, ácido fórmico, ácido acético, ácido bórico, ácido cítrico, ácido málico, ácido tartárico, ácido maléico e a mistura destes; e b) um agente quelante do ácido aminopolicarboxílico selecionado do grupo que consiste em ácido etilenodiaminotetraacético (EDTA), ácido hidroxietiletilenodiaminotriacético (HEDTA), ácido dietilenotriaminopentacético (DTPA), ácido hidroxietiliminodiacético (HEIDA), ácido nitrilotriacetico (NTA) e seus sais (K, Na, NH4 ou amina), bem como a mistura de tais agentes quelantes. O segundo componente da composição de tratamento é um solvente mútuo selecionado do grupo que consiste em compostos, que têm a seguinte fórmula: R1-O-CH2-CH2-O-R2, sendo que R1 e R2 são iguais ou diferentes e são hidrogênio, metila, acetato, acrilato ou etila, contanto que R1 e R2 não sejam ambos hidrogênio e contanto que o número total de carbonos em R1 e R2 não seja superior a 2.

[0020] A patente PI02060710 revela composições de acidificação para serem usadas em formações subterrâneas de petróleo, de água ou de gás, visando o aumento de permeabilidade das ditas formações subterrâneas de petróleo, ou de água ou de gás. Mais particularmente, a invenção se refere e composições de acidificação contendo uma mistura de ácidos orgânicos e inorgânicos, as quais possuem uma ação de proteção do inibidor de corrosão. A invenção contempla ainda um método para tratar uma formação subterrânea.

[0021] Além disso, a patente PI02060710 revela uma composição de acidificação para formações subterrâneas compreendendo em uma mistura de um ácido orgânico selecionado dentre o ácido acético ou ácido fórmico ou suas misturas em uma concentração na faixa de 3 a 10% de ácido orgânico por peso de solução, e uma mistura de ácidos inorgânicos - ácido clorídrico e ácido fluorídrico - em uma concentração na faixa de 0,1 a 0,5% de ácido clorídrico e na faixa de 0,1 a 2% de ácido fluorídrico.

[0022] Nenhum documento do estado da técnica revela um sistema para pré-tratamento de formações em ambiente de fluido de base não aquosa tal como aquele da presente invenção.

[0023] Assim, é importante sublinhar que existem diversas composições químicas para o tratamento de formações subterrâneas, mas nenhuma abordagem para ambiente de FBNA.

[0024] A aplicação do sistema da presente invenção permite o tratamento de poços em ambiente de FBNA, eliminando a necessidade de troca de FBNA para fluido base água na zona de interesse, aumentando as opções operacionais para a construção de poço. Com isso, há possibilidade de utilização da matriz de fluidos base sintética já existente, reduzindo o descarte de material para o ambiente, minimizando o tempo de sonda despendido na troca de fluidos e permitindo utilizar um mesmo tipo de fluido para perfurar formações sensíveis e também a zona de interesse. Há especial interesse na aplicação da solução desenvolvida em reservatórios depletados, onde a utilização de FBNA na perfuração dos reservatórios é essencial, o que está previsto para os campos de altíssima permeabilidade como Búzios. Além disso, se torna mais uma opção para perfurar as zonas de sal e o reservatório com um mesmo fluido e um potencial viabilizador da generalização das técnicas TOT e TOTUS para poços injetores nos arenitos.

[0025] A presente invenção revela uma formulação compatível, baseada em ácidos orgânicos e butilglicol, com e sem solventes associados, que pode ser empregada no tratamento preliminar (preflush), permitindo o tratamento posterior com fluidos convencionais de acidificação (HCl 15%).

[0026] Adicionalmente, também se constatou a compatibilidade do sistema Dual Phase (ácido clorídrico emulsionado, da Baker) com BRMul, possibilitando sua utilização para tratamento nesses ambientes.

Descrição Resumida da Invenção

[0027] A presente invenção trata de um sistema de pré-tratamento que ataca o fluido de base não-aquosa (FBNA) de forma controlada, desfazendo a emulsão sem aumentar a viscosidade dos fluidos envolvidos e tornando todo o sistema compatível com os tratamentos ácidos convencionais. A aplicação do sistema desenvolvido permite o tratamento de poços em ambiente de FBNA, eliminando a necessidade de troca de FBNA para fluido base água na zona de interesse, aumentando as opções operacionais para a construção de poço.

[0028] Com isso, há possibilidade de utilização da matriz de fluidos base sintética já existente, reduzindo o descarte de material para o ambiente, minimizando o tempo de sonda despendido na troca de fluidos e permitindo utilizar um mesmo tipo de fluido para perfurar formações sensíveis e também a zona de interesse. Há o interesse em especial na aplicação da invenção em reservatórios depletados, onde a utilização é essencial.

[0029] O sistema foi desenvolvido a partir de três produtos químicos, descritos abaixo:

- Solvente mútuo (butilglicol e/ou limoneno) - um dos componentes principais, que desfaz a emulsão do FBNA e compatibiliza o meio com tratamentos ácidos convencionais;
- Ácidos orgânicos (ácido fórmico ou ácido acético) - outro componente principal que ataca o reboco e a formação gerando a injetividade inicial;
- Solvente orgânico - componente terciário que pode ser empregado a depender das condições do meio onde o sistema de pré-tratamento será aplicado.

Breve Descrição dos Desenhos

[0030] 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 ilustrando o aspecto dos fluidos 1, 2, 3 e 4 logo após o preparo;
- A Figura 2 ilustrando o aspecto dos fluidos 1, 2, 3 e 4 após 24 horas de repouso;
- A Figura 3 ilustrando o efeito da mistura dos Fluidos 3 e 5 na proporção de 1/1 com BRMul;
- A Figura 4 ilustrando o efeito da mistura do Fluido 5 1/1 BRMul com 10 e 50% v/v de HCl 15% m/m;
- A Figura 5 ilustrando a viscosidade efeito da mistura do Fluido 5 1/1 BRMul com 10% e 50% v/v de HCl 15%;
- A Figura 6 ilustrando a viscosidade da mistura Fluido 1/BRMul em HCl 15% m/m;
- A Figura 7 ilustrando a curva de viscosidade versus taxa de cisalhamento para a mistura 50% v/v BRMul e ácido emulsionado a 80°C;
- A Figura 8 ilustrando a curva de viscosidade versus taxa de cisalhamento para a mistura 50% v/v BRMul e ácido emulsionado a 22°C;
- A Figura 9 ilustrando o esquema de teste dos sistemas ácidos não-aquosos no simulador SFAM, onde: P1 e P2 são manômetros empregados para ler as pressões em cada extremidade da célula de teste; I2 é o ponto de entrada de fluido no aparelho, que pode ser direcionado de tanto de forma axial como tangencial; DP é o transdutor diferencial de pressão; BP1 é o regulador de pressão de saída de fluxo axial; BP2 é o regulador de pressão de saída de fluxo tangencial; LO é a saída de filtrado; E é a saída dos fluidos injetados no aparelho; TG é a indicação da direção de fluxo tangencial.
- A Figura 10 ilustrando as imagens do teste com Dual Phase: (a) Mistura do fluido BRMul com o ácido emulsionado; (b) plug usado no ensaio, após a remoção do reboco (b);
- A Figura 11 ilustrando a curva de diferencial de pressão vs volumes porosos injetados, onde são representados a injeção de n-parafina após o BRMul e a redução de pressão com a injeção da solução de HFor 10% em butilglicol;
- A Figura 12 ilustrando a curva de permeabilidade vs volumes porosos injetados, onde são representados a injeção de n-parafina após o BRMul e a recuperação de permeabilidade após a injeção da solução de HFor 10% em butilglicol.

Descrição Detalhada da Invenção

[0031] A presente invenção trata de um sistema de pré-tratamento que ataca o fluido de base não-aquosa (FBNA) de forma controlada, desfazendo a emulsão sem aumentar a viscosidade dos fluidos envolvidos e tornando todo o sistema compatível com os tratamentos ácidos convencionais. A aplicação do sistema desenvolvido permite o tratamento de poços em ambiente de FBNA, eliminando a necessidade de troca de FBNA para fluido base água na zona de interesse, aumentando as opções operacionais para a construção de poço.

[0032] Com isso, há possibilidade de utilização da matriz de fluidos base sintética já existente, reduzindo o descarte de material para o ambiente, minimizando o tempo de sonda despendido na troca de fluidos e permitindo utilizar um mesmo tipo de fluido para perfurar formações sensíveis e também a zona de interesse. Há o interesse em especial na aplicação da invenção em reservatórios depletados, onde a utilização é essencial.

[0033] Os estudos realizados para tratamento ácido em ambiente de fluido base óleo apontaram três abordagens:
1) Utilização de um fluido de perfuração compatível com o tratamento ácido (Fase Pro etc);
2) Troca do fluido base óleo por fluido base água, com o emprego de colchões de limpeza adequados (Mesophase®, detergentes etc);
3) Uso de formulações ácidas compatíveis com FBNA:

- Quebra controlada do FBNA;
- Ácidos emulsionados.

[0034] Como exemplos das aplicações dos itens 1) e 2) se encontram bem documentados no estado da técnica da indústria, os exemplos foram limitados ao item 3).

[0035] Foram avaliados o fluido Dual Phase (ácido emulsionado da Baker) e mais três formulações de ácido fórmico não-aquosas em misturas com BRMul (fluido sintético) base parafina e também base oleofina.

[0036] O sistema foi desenvolvido a partir de três produtos químicos, descritos abaixo:

- Solvente mútuo (butilglicol e/ou limoneno) - um dos componentes principais, que desfaz a emulsão do FBNA e compatibiliza o meio com tratamentos ácidos convencionais, em uma faixa de concentração entre 75 e 90% em volume;
- Ácidos orgânicos (ácido fórmico ou ácido acético) - outro componente principal que ataca o reboco e a formação gerando a injetividade inicial, em uma faixa de concentrações entre 10 e 25% em volume, preferencialmente em uma faixa de concentração entre 10 a 20% em volume;
- Solvente orgânico - componente terciário que pode ser empregado a depender das condições do meio onde o sistema de pré-tratamento será aplicado tais solventes alifáticos como diesel ou aromáticos como xileno ou terpenos, em uma faixa de concentração de 5 a 20 % em volume.

[0037] O processo para pré-tratamento utilizado tais formulações ácidas em ambiente de fluido de base não aquosa compreende nas seguintes etapas:

a. misturar os componentes da formulação ácida para pré-tratamento em ambiente de fluido de base não aquosa;
b. posicionar coluna de operação ou ferramenta de completação no intervalo de interesse;
c. posicionar solvente ou fluido no espaçador na coluna de operação;
d. posicionar formulação ácida na coluna de operação ou completação;
e. circular a formulação ácida pelo interior da coluna até sua extremidade ou até a ferramenta de completação, conforme o caso;
f. circular a formulação ácida para fora da coluna de operação ou ferramenta de completação de forma que a mesma se distribua pelo intervalo de interesse;
g. aguardar atuação da formulação ácida sobre o intervalo de interesse e/ou injetar o tratamento principal da formação em seguida.

[0038] Para este estudo foram efetuados testes a seguir, que representam exemplos de realização da presente invenção.

EXEMPLO 1: Formulações para quebra controlada de FBNA

[0039] Uma das principais questões relativas à troca de FBNA por fluidos aquosos reside na incompatibilidade intrínseca entre esses sistemas. Dessa forma, sistemas ácidos aquosos convencionais, quando em contato com FBNA, provocam o fenômeno de sludging, gerando suspensões de elevada viscosidade e de difícil remoção tanto por fluidos base água como por solventes.

[0040] Uma forma de evitar esse tipo de problema é provocar a quebra controlada do FBNA, de forma a evitar sua viscosificação. O conceito geral dessa abordagem consiste em empregar um solvente mútuo associado a uma composição ácida com teor de água reduzido. Dessa forma, a incompatibilidade entre sistemas é reduzida e a emulsão do FBNA quebrada sem incremento da viscosidade do meio ou a ocorrência de precipitações secundárias. As misturas ácidas são apresentadas abaixo, onde HFor e HAc são, respectivamente, misturas com ácido fórmico e ácido acético.
Tabela I - Composição dos fluidos para teste de estabilidade da mistura

[0041] As misturas com ácidos orgânicos foram priorizadas devido à baixa corrosividade e reatividade quando comparadas ao HCl, o que permitiria maior liberdade no posicionamento das misturas ao longo dos intervalos de interesse. A variação das composições se deu pela mudança do solvente associado: butilglicol ou limoneno.

[0042] A estabilidade das misturas foi observada pela ausência de decantação, sendo obtidos os resultados apresentados nas Figuras 1 e 2.

[0043] Como pode ser observado na Figura 2, a separação no Fluido 1 ocorreu nos primeiros 30 minutos de repouso, indicado uma mistura bem menos estável que as demais na associação ácido fórmico e limoneno. Embora não possa ser considerado impeditivo para a utilização em condições dinâmicas, a decantação observada no Fluido 1 torna desaconselhável seu emprego em soaking, situação na qual os fluidos permanecem imóveis em frente à formação por um tempo da ordem de uma hora. Dessa forma, os testes subsequentes foram realizados com as misturas mais estáveis.

EXEMPLO 2: Reatividade das misturas com carbonato

[0044] Após a pré-seleção, os fluidos foram colocados em contato com calcita grossa (4/10 Mesh) a 50°C, por 1 hora a 1000 psi, para avaliar a reatividade das misturas ácidas. Os resultados são apresentados na Tabela II.
Tabela II - Composição dos fluidos para teste de reatividade a 50'C e 1000 psi (1h).

[0045] Foi observado que a adição de limoneno não alterou a estabilidade do Fluido 2, cuja composição final passou a ser considerada como Fluido 5.

[0046] Como pode ser observado, o Fluido 5, contendo ácido fórmico, solubilizou 26% do carbonato colocado em contato com a mistura ácida, o que pode ser considerado uma boa reatividade, especialmente tendo em vista a baixa atividade do meio, devido à pequena concentração de água (somente a água proveniente do ácido fórmico concentrado, cerca de 15%, ou seja, 1,5% no Fluido 5). Esse resultado não causou surpresa, dada a natureza dos ácidos envolvidos, sendo esperada uma reatividade moderada à temperatura ambiente.

[0047] Devido à sistemática de teste, não foi possível observar a velocidade de reação. Dessa forma, não há como saber se o consumo de carbonato observado se deu já nos primeiros minutos de contato com os fluidos. É necessário a realização de mais ensaios, preferencialmente de fluxo em meio poroso, para avaliar melhor essa variável e permitir o levantamento de parâmetros de reatividade e os consequentes efeitos sobre a rocha carbonática.

EXEMPLO 3: Efeito das misturas ácidas sobre a estabilidade e viscosidade do BRMul

[0048] Após verificar a reatividade das misturas ácidas foi realizado um estudo de compatibilidade desses sistemas com o BRMul. Dessa forma, amostras dos Fluidos 3 e 5 foram misturadas, sob agitação, ao FBNA em duas proporções: 10% e 50%. Em ambos os casos foi observada quebra do fluido de perfuração sem, no entanto, verificar aumento da viscosidade do sistema, pelo contrário, houve redução de viscosidade e separação de fases. Apesar desse efeito, foi observada a formação de grumos e baixa reatividade das misturas preparadas com o Fluido 3, sem ser notada anomalias nas misturas com o Fluido 5.
Tabela IV - Composição do BRMul empregado nos ensaios

[0049] Como pode ser observado na Figura 3, a mistura do Fluido 5 com FBNA levou ao imediato desprendimento de CO2 e à separação de fases, enquanto que o Fluido 3 não foi percebida reatividade aparente, com pequena separação após 16 h de repouso e a formação de grumos. Não foi observado, no entanto, aumento da viscosidade da mistura.

[0050] Considerando as observações realizadas, o Fluido 5 foi selecionado para mais testes. Como o objetivo do ensaio foi encontrar um intermediário que permitisse a quebra controlada do FBNA para posterior acidificação com sistemas convencionais base HCl, a mistura 1/1 de Fluido 5 e BRMul foi misturada a HCl 15% m/m de forma a simular a sequência natural de estimulação. Os resultados podem ser observados na Figura 4.

[0051] Conforme pode ser observado, houve separação de fases, com clara distinção entre solventes, fase aquosa e sólidos suspensos, com boa definição entre cada componente separado. De forma geral, o aspecto observado para as misturas não indicou aumento de viscosidade das misturas, muito pelo contrário, foi observada clara redução da reologia das misturas resultantes quando comparada com o BRMul original. A Figura 5 denota esse efeito na mistura Fluido 5/BRMul e a Figura 6 na associação dessa mistura com HCl 15% m/m, típico das estimulações em carbonatos.

[0052] Nas Figuras 5 e 6, pode ser observado que as curvas sofreram pouca variação, demonstrando que, após quebrada, a emulsão não torna a se formar em contato com o HCl, mesmo sob forte agitação, indicando a neutralização dos tensoativos empregados para a preparação do BRMul. Consequentemente, nessa condição não é possível a formação de sistemas de viscosidade elevada pelo contato do ácido com o BRMul "quebrado”.

EXEMPLO 4: Ácido emulsionado {Dual Phase - Baker)

[0053] Seguindo as alternativas elencadas para acidificação em ambiente de FBNA, além da quebra controlada da emulsão do fluido de perfuração, também foi analisada a utilização de formulações ácidas compatíveis, no caso, ácido emulsionado.

[0054] A Tabela 5 indica a composição dos fluidos empregados nesse teste, que basicamente analisou a variação de viscosidade com a mistura dos dois sistemas e também a reatividade frente ao reboco de FBNA. Os resultados obtidos podem ser observados nas Figuras 7 e 8, onde não foi verificado aumento de viscosidade das misturas em relação ao BRMul. Muito pelo contrário, todas as curvas mostram redução de viscosidade das misturas com o tempo, indicando que o efeito produzido pelo ácido emulsionado sobre o sistema foi meramente a diluição do FBNA.
Tabela V - Composição do FBna e do ácido emulsionado testados

EXEMPLO 5: Testes de remoção de reboco

[0055] Sistemas não-aquosos tendem a apresentar uma redução considerável na velocidade de reação, tanto devido à dispersão da solução ácida no meio (ácido emulsionado), como pela redução da dissociação (Fluido 2 - mistura HFor 10% em butilglicol), o que é uma vantagem para o posicionamento do ácido ao longo do intervalo a ser tratado, mas pode reduzir excessivamente a reatividade desses sistemas ácidos. Por essa razão, e também para avaliar a manutenção da compatibilidade, foram realizados ensaios com esses dois tipos de misturas ácidos não aquosas em relação ao reboco de BRMul. Os ensaios foram realizados no simulador de fluxo, obedecendo o esquema da Figura 9, com a formação de reboco, seguida da injeção do sistema ácido (uma condição pior do que o fluxo tangencial, ao menos nesse caso). As indicações no esquema apresentado na Figura 9 correspondem a: P1 e P2 - manômetros empregados para ler as pressões em cada extremidade da célula de teste; I2 - ponto de entrada de fluido no aparelho, que pode ser direcionado de tanto de forma axial como tangencial; DP - transdutor diferencial de pressão; BP1 - regulador de pressão de saída de fluxo axial; BP2 - regulador de pressão de saída de fluxo tangencial; LO -saída de filtrado; E - saída dos fluidos injetados no aparelho; TG - indicação da direção de fluxo tangencial.

[0056] Para evitar a perda da capacidade de observação da ação desses sistemas ácidos sobre o reboco, foi empregado um plug de arenito Berea, com baixa solubilidade em ácido, no ensaio. Dessa forma, as variações de permeabilidade observadas puderam ser atribuídas somente à ação dos ácidos não-aquosos sobre o reboco de FBNA. O fluido de perfuração foi preparado com carbonato em sua composição, a fim de mimetizar o efeito da perfuração dos calcarenitos sobre esse fluido.

[0057] A Figura 9 representa a sequência de testes realizada no simulador de fluxo de acidificação matricial - SFAM. O reboco foi formado a partir de um fluxo tangencial e cada tipo de ácido foi separadamente posicionado tangencialmente e injetado axialmente ao corpo de prova.

[0058] Os resultados observados para o Dual Phase são apresentados na Tabela VI e na Figura 10, enquanto que os referentes à mistura HF - butilglicol nas Figuras 11 e 12.
Tabela VI - Razão de dano medida através do fluxo de KCl 2% p/v. antes e após ação do Dual Phase.

[0059] Como pode ser observado na Tabela VI, o Dual Phase recuperou parte significativa da permeabilidade do plug.

[0060] A Figura 10 ilustra o efeito do Dual Phase sobre o fluido, em condições ambiente (10a) e sobre a face do corpo de prova sob confinamento (10b), indicando a ação sobre o reboco.

[0061] Embora não tenha sido observada a total recuperação da permeabilidade original do corpo de prova, o efeito do Dual Phase sobre o reboco foi marcante, especialmente considerando que, nesse caso, o corpo de prova não apresentava reatividade apreciável com o ácido testado. Essa recuperação parcial da permeabilidade permite estimar que, no caso de uma formação carbonática, o efeito observado deve progredir até a estimulação do corpo de prova.

[0062] Mesmo que a estimulação não seja necessariamente observada, como os ácidos não-aquosos são planejados para utilização como preflush, compatibilizando o fluido de perfuração/reboco não aquoso com o tratamento principal, o bombeio posterior de um tratamento ácido convencional certamente produzirá a estimulação desejada.

[0063] Testes com o Fluido 2, HFor 10% em butilglicol, foram realizados em seguida, empregando os mesmos recursos e procedimentos, fornecendo os gráficos das Figuras 11 e 12.

[0064] É importante ressaltar que os gráficos não relacionam o tempo de contato com a ação do HFor não-aquoso, cabendo registrar as observações qualitativas dos analistas, que ressaltaram a ação rápida da solução ácida sobre o reboco, com grande recuperação de permeabilidade.

[0065] Da mesma forma que no caso do Dual Phase, a solução não aquosa de HFor foi planejada para servir de preflush. Sendo assim, como os resultados observados foram substancialmente melhores que os obtidos com o ácido emulsionado, não devem ser observados problemas na ação do tratamento principal em ambiente de FBNA após a ação do HFor 10% em butilglicol.

[0066] Os resultados relativos aos ensaios realizados em laboratório, onde o sistema desenvolvido apresentou bom desempenho, atacando o FBNA de forma controlada e compatibilizando o meio com sistemas ácidos convencionais, permitindo, dessa maneira, sua utilização como pré-tratamento de formações em ambiente de FBNA, na qual todas as formulações selecionadas são estáveis e, de acordo com os resultados observados, podem ser misturadas em proporções variadas ao BRMul sem produzir aumento de viscosidade.

[0067] O BRMul misturado com a solução de HFor 10% em butilglicol é completamente compatível com HCl, o que faz dessa formulação uma opção de preflush para o tratamento de formações carbonáticas em ambiente de FBNA.

[0068] O sistema Dual Phase se mostrou compatível com BRMul e reativo o suficiente para propiciar um aumento de injetividade inicial no intervalo de interesse, permitindo, dessa forma, sua subsequente acidificação.

[0069] A solução de HFor 10% em butilglicol, selecionada para os ensaios, foi compatível e efetiva na remoção do reboco de BRMul, sendo ainda mais eficiente que o Dual Phase no mesmo tipo de ensaio.

[0070] Adicionalmente, nos ensaios realizados, foi comprovada a compatibilidade do sistema ácido emulsionado Dual Phase, com fluido sintético normalmente utilizado (BRMul), conforme apresentado no EXEMPLO 3, além da compatibilidade entre esse fluido e soluções não aquosas de ácidos orgânicos.

[0071] O sistema da presente invenção foi desenvolvido para pré-tratamento de formações em ambiente de FBNA, no qual é aplicado por jateamento com flexitubo ou simplesmente posicionado em frente à formação. Seu conteúdo ácido ataca o reboco e a formação gerando injetividade inicial para a realização do tratamento ácido convencional durante a completação de poços em carbonatos, arenitos e demais formações de interesse.

[0072] Cabe colocar que, independentemente dos resultados obtidos e das informações analisadas, deve ser lembrado que os poços produtores do pré-sal operaram com gás lift na maioria dos casos, tornando importante a troca do fluido de perfuração do poço por um fluido sem sólidos a fim de evitar a obstrução ou a erosão das válvulas de mandris de injeção de gás.

[0073] 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

FORMULAÇÃO ÁCIDA PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, caracterizada por compreender um solvente mútuo, que desfaz a emulsão do FBNA e compatibiliza o meio com tratamentos ácidos convencionais; um ácido orgânico que ataca o reboco e a formação gerando a injetividade inicial; e um solvente orgânico que é empregado dependendo das condições do meio onde o sistema de pré-tratamento é aplicado.
FORMULAÇÃO ÁCIDA PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o solvente mútuo pode ser butilglicol ou limoneno na concentração entre 75 e 90% em volume.
FORMULAÇÃO ÁCIDA PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o ácido orgânico pode ser ácido fórmico ou ácido acético em concentrações entre 10 e 25% em volume.
FORMULAÇÃO ÁCIDA PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o solvente orgânico pode ser um solvente alifático como diesel ou solventes aromáticos como xileno ou terpenos na concentração de 5 a 20 % em volume.
FORMULAÇÃO ÁCIDA PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato de que o ácido orgânico estar em uma faixa de concentração entre 10 a 20% em volume.
FORMULAÇÃO ÁCIDA PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada por a dita formulação ser aplicado através de jateamento com flexitubo ou posicionado em frente à formação.
PROCESSO PARA PRÉ-TRATAMENTO EM AMBIENTE DE FLUIDO DE BASE NÃO AQUOSA, utilizando a formulação ácida conforme definida nas reivindicações 1 a 6, caracterizado por compreender as seguintes etapas:
- a. misturar os componentes da formulação ácida para pré-tratamento em ambiente de fluido de base não aquosa;
- b. posicionar coluna de operação ou ferramenta de completação no intervalo de interesse;
- c. posicionar solvente ou fluido no espaçador na coluna de operação;
- d. posicionar formulação ácida na coluna de operação ou completação;
- e. circular a formulação ácida pelo interior da coluna até sua extremidade ou até a ferramenta de completação, conforme o caso;
- f. circular a formulação ácida para fora da coluna de operação ou ferramenta de completação de forma que a mesma se distribua pelo intervalo de interesse;
- g. aguardar atuação da formulação sobre o intervalo de interesse e/ou injetar o tratamento principal da formação em seguida.