BRPI0903314A2

BRPI0903314A2 - composição ácida para estimulação de rochas substerráneas produtoras de petróleo

Info

Publication number: BRPI0903314A2
Authority: BR
Inventors: Jaques Coelho Leite; Alexandre Zacarias Ignacio Pereira; Jorge Claudio De Paula; Leon Pinheiro Barbosa Jr
Original assignee: Petroleo Brasileiro Sa
Priority date: 2009-09-18
Filing date: 2009-09-18
Publication date: 2011-05-24

Abstract

COMPOSIçãO áCIDA PARA ESTIMULAçãO DE ROCHAS SUBTERRANEAS PRODUTORAS DE PETRóLEO. A presente invenção trata de 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 amónio.

Description

COMPOSIÇÃO ÁCIDA PARA ESTIMULAÇÃO DE ROCHASSUBTERRÂNEAS PRODUTORAS DE PETRÓLEO

CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção encontra-se no campo das composiçõesácidas utilizadas para estimulação de rochas produtoras de petróleo, emespecial rochas carbonáticas e arenitos, produtoras de óleo, gás e água.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

A operação de acidificação de matrizes rochosas é quase tãoantiga quanto a própria perfuração de poços de petróleo. A técnica deacidificar calcáreo com ácido clorídrico (HCI), foi primeiramente utilizadaem 1895 pela empresa Ohio Oil Company. Todavia, o uso comercial deácido fluorídrico (HF) ocorreu a partir de 1940, quando a empresa Dowellinvestiu na idéia de combiná-lo com ácido clorídrico HCI, mantendo baixo opH da solução, e reduzindo a possibilidade de formação de produtos quecausassem algum dano a formação. Esta mistura, chamada "Mud Acid", foiinicialmente aplicada no Golfo do México para remover dano causado porreboco de fluido de perfuração.

Com a acidificação, podem-se conseguir melhorias significativasda produção de um poço, desde que o tratamento matricial seja projetadocorretamente.

Cabe ressaltar, todavia, que a natureza da função do poço, isto é,se o poço vai ser futuramente injetor ou produtor, tem enorme influênciasobre a sensibilidade e o projeto da acidificação. Em poços produtores, osfluidos de tratamento serão invariavelmente recuperados juntamente comos fluidos da formação (óleo ou gás), implicando dentre outros fatores, noaumento da concentração de resíduos nas proximidades da interfacepoço-formação, a região mais sensível ao dano. Outro fator crítico é ademora no processo de limpeza, o que aumenta bastante o tempo deresidência dos subprodutos de reação na formação, e a exposição dosequipamentos de poço à atmosfera composta pelo ácido gasto. Estademora é capaz de reduzir o pH da fase aquosa recuperada para valoresmuito baixos e provocar intensa corrosão, principalmente se a metalurgiautilizada for sensível, tal como aços de elevado teor de cromo, como Cr13,Superl 3, Cr22.

Os poços injetores, por outro lado, permitem a utilização de "MudAcid" bem mais agressivos, pois a posição e a concentração dossubprodutos de reação são governadas pelo processo de injeção, queafasta os resíduos das proximidades do poço, além de reduzir suaconcentração na medida em que são injetados na formação.

Nas operações de acidificação há grande exposição dos metais aHCl e HF dentre outras soluções, o que eleva muito a taxa de corrosão nastubulações de aço. Neste caso são utilizados produtos inibidores, queformam um filme protetor sobre as regiões anódicas e catódicas do metal.

Os inibidores de corrosão podem ser inorgânicos, como porexemplo, os sais de zinco, de cobre, de arsênio ou de níquel, os quaisproduzem bons resultados em alta temperatura, porém são tóxicos; oupodem ser orgânicos, tais como compostos complexos de gruposfuncionais diferentes e longas cadeias lineares ou cíclicas, os quaisadsorvem as superfícies metálicas formando um filme protetor. Contudo,estes produtos possuem um custo elevado e apresentam problemas dedegradação com a temperatura.

Nas operações de acidificação, parte do inibidor de corrosãoutilizado nas misturas ácidas fica adsorvida nas paredes das tubulações eequipamentos, e outra parte pode ficar retida na rocha a ser tratada.

A composição da presente invenção constitui o resultado deintensa pesquisa visando desenvolver um produto que possa substituircom vantagem as composições atualmente empregadas, mas que sejamenos corrosivo e economicamente viável para a operação.

TÉCNICA RELACIONADA

Existem vários documentos na técnica que citam como exemplocomposições largamente difundidas na literatura técnica especializada eem diversos documentos de patente.

O documento US 5,976,416 (Michael M. Brezinski), aqui inseridocomo referência, apresenta a descrição de composições aquosas de ácidoorgânico inibidoras de corrosão, contendo um ácido orgânico (ácidofórmico, ácido acético, ácido glicólico, ácido cítrico e suas misturas), umcomposto de amônio quaternário e um ativador de inibidor de corrosão(ácido tioglicólico, tiossulfato de metal alcalino e suas misturas).

O documento Pl 0206071-0 (Carlos José Bandeira de Mello Jóia eoutros), aqui inserido como referência, apresenta a descrição decomposições mistas onde são combinados ácidos orgânicos, tais comoácido acético e/ou ácido fórmico, com misturas adequadas de ácidoclorídrico e ácido fluorídrico. São utilizados de 4% a 7% de ácido acéticoquando se emprega ácido clorídrico na proporção de 0,4% visando reduziro pH da solução até 0,75 também adicionando-se o ácido fluorídrico sob aforma de bifluoreto de amônio até atingir a concentração de 1,5% e o pHfinal entre 3,5 e 4,0.

Quando comparada com composições convencionais o teor decloreto é bastante reduzido, propiciando desta forma, proteção a diversostipos de aço empregados nos equipamentos.

O documento WO 2006/093863 (Ali A. Al-Taq e outros), aquiinserido como referência, apresenta uma composição para proteção desuperfícies de cimento contra a ação destrutiva de fluidos ácidos e outrosprocessos de acidificação usados em zonas de tratamento para estimulara produção de hidrocarbonetos de uma formação. Uma mistura aquosa deácido acético e ácido fluorídrico em um solvente mútuo é colocada emcontato com o cimento por um tempo suficiente para formar um depósitoprotetor ou precipitar uma camada que seja resistente à composição deacidificação.

O método inclui uma etapa preliminar de tratamento com umasolução aquosa de cloreto de amônio e um solvente mútuo, tal comoetileno glicol monobutil éter, para deslocar qualquer formação de salmourae dissolver qualquer material oleoso que esteja presente no poço.

O documento WO 2007/007025 (Thomas D. Welton) apresentaum inibidor de corrosão ou intensificador para uso em fluidos detratamento de formações subterrâneas atravessadas por um poço. Acomposição tem aplicação em tratamentos de acidificação, a qual, quandocombinada com um fluido corrosivo, inibe a corrosão de superfíciesmetálicas, especialmente aços com alto teor de cromo. A composiçãocompreende 0,01% em peso de ácido 3-hidroxipropiônico e 1% em pesode um ácido ou precursor ácido, diferente do ácido 3- hidroxipropiônico,selecionado entre ácido clorídrico, ácido fórmico, ácido acético, ácidocítrico, ácido fluorídrico, ácido glicólico, ácido etileno-diamino-tetra-acético,ácido sulfâmico, ácido carbônico, precursores de quaisquer deles e suasmisturas.

A técnica ainda se ressente de não poder lançar mão decomposições alternativas aos "Mud Acids", que apresentem um bomdesempenho e que possam substituir formulações atualmente em uso, asquais mesmo que em escala um pouco menor devido ao desenvolvimentotecnológico acima apresentado de forma exemplar, persistem em causardanos significativos a equipamentos por serem muito corrosivas.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

É um objetivo da presente invenção a obtenção de umacomposição fluida para tratamento ácido de formações subterrâneasprodutoras de óleo, gás e água, contendo como principais componentesmisturas de dois ácidos inorgânicos, em diferentes proporções, um agentequelante e cloreto de amônio.

O objetivo foi alcançado com excelentes resultados em aplicaçõesem rochas carbonáticas e em arenitos. A composição mostrou-sealtamente vantajosa ao ser comparada com composições típicas utilizadasneste tipo de tratamento, uma vez que seja empregada da seguinte forma:um primeiro componente, cloreto de amônio (NH4CI) com concentração nafaixa 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; umterceiro componente, ácido fluorídrico (HF) com concentração na faixa de0,1% a 3,0%; e um quarto componente que pode ser escolhido entre ácidoclorídrico (HCI) com concentração na faixa de 0,1% a 2,0% e ácidometano sulfônico (CH3-SO3H) com concentração na faixa de 0,1% a 2,0%.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

As características da composição ácida para estimulação derochas subterrâneas produtoras de petróleo, objeto da presente invenção,serão mais bem percebidas a partir da descrição detalhada que se fará aseguir, a mero título de exemplo, associada aos desenhos abaixoreferenciados, os quais são parte integrante do presente relatório.

A Figura 1 é uma representação gráfica de uma curva de Curvade Resposta ao Ácido segundo um tratamento a um corpo de prova feitocom "Mud Acid" de acordo com prática presente no estado da técnica.

A Figura 2 é uma representação gráfica de uma Curva deResposta ao Ácido e um quelante segundo um primeiro tratamento a umcorpo de prova empregando a composição da presente invenção.

A Figura 3 é uma representação gráfica de uma Curva deResposta ao Ácido e um quelante segundo um segundo tratamento a umcorpo de prova empregando a composição da presente invenção.

A Figura 4 é uma representação gráfica de uma Curva deResposta ao Ácido e um quelante segundo um terceiro tratamento a umcorpo de prova empregando a composição da presente invenção.

A Figura 5 é uma representação gráfica de uma Curva deResposta ao Ácido e um quelante segundo um quarto tratamento a umcorpo de prova empregando a composição da presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃOA descrição detalhada da composição ácida para estimulação derochas subterrâneas produtoras de petróleo, objeto da presente invenção,será feita de acordo com a identificação dos componentes que a formam,com base nas Figuras acima descritas.

A presente invenção se refere à obtenção de uma composiçãofluida para tratamento ácido de formações subterrâneas, produtoras deóleo, gás e água, contendo como principais componentes misturas de doisácidos inorgânicos, em diferentes proporções, um agente quelante ecloreto de amônio.

A composição da presente invenção basicamente compreende:um primeiro componente, cloreto de amônio (NH4CI) com concentração nafaixa de 0,1% a 6% p/v; um segundo componente, um agente quelante(NH4)2H2EDTA com concentração na faixa de 0,001% a 0,6% p/v; umterceiro componente, ácido fluorídrico (HF) com concentração na faixa de0,1% a 3,0% p/p; e um quarto componente que pode ser escolhido entreácido clorídrico (HCI) com concentração na faixa de 0,1% a 2,0% p/p eácido metano sulfônico (CH3-SO3H ou MSA) com concentração na faixa de0,1% a 2,0% p/p.

A intenção da composição da presente invenção é trazer umaalternativa ao uso de um fluido conhecido na técnica por "Mud Acid" quecompreende a mistura de dois ácidos inorgânicos, o ácido fluorídrico (HF)e o ácido clorídrico (HCI) em diversas concentrações.

Em termos operacionais, o problema da composição acimamencionada se concentra no emprego do ácido clorídrico. Durante e apósuma operação de acidificação, este ácido acaba sendo produzido juntocom o óleo, água ou gás, e causa muitos problemas em termos decorrosão na ferragem metálica dos poços, assim como nos demaisequipamentos envolvidos.

Em relação ao ácido fluorídrico, este efeito corrosivo já não émuito expressivo, uma vez que este é totalmente consumido pela sílica darocha tratada.

Um trabalho anterior da Requerente (PI 0800448-0) relata umadeterminada composição onde, no tratamento principal compreendeu asubstituição total do ácido clorídrico por ácido metano sulfônico (MSA), porser este último menos corrosivo.

Em ensaios, foi utilizado cloreto de amônio para leitura depermeabilidade tanto inicial como final e como agente inibidor deinchamento de argilas.

Em outro trabalho anterior da Requerente (PI 08 5313-8), umadeterminada composição, também no tratamento principal, compreendeu asubstituição integral do ácido clorídrico, desta vez por um agente quelante.Da mesma forma, foi utilizado cloreto de amônio para leitura depermeabilidade tanto inicial como final e como agente inibidor deinchamento de argilas.

O principal diferencial entre os trabalhos conhecidos na técnica ea presente invenção reside na diminuição da concentração de ácidoclorídrico em uma composição para estimulação de rochas com asubstituição parcial deste último por um quelante, mais especificamente,pelo (NH4)2H2EDTA e uma solução de cloreto de amônio.

Quelantes são compostos químicos orgânicos que formam duasou mais ligações de coordenação com um íon metálico central e, de umaforma preferencial, são empregados em operações de remoção e inibiçãode incrustações em temperaturas abaixo de 93,3°C e em misturas ácidaspara "bloquear" a ação de íons metálicos.

No âmbito da estimulação de poços, os quelantes se mostrammais eficientes em poços de petróleo de maior temperatura, em torno de110°C.

Desta forma, com o emprego de quelantes nesta composição,promove-se uma troca catiônica entre os íons sódio e potássio presentesnas rochas que estão sendo tratadas pelo íon amônio do quelante e do sal.Como efeito imediato, há a diminuição da possibilidade de formação desubprodutos indesejáveis dos referidos cátions com o ácido fluorídricodurante a sua injeção.

O emprego ainda do ácido clorídrico na composição tem comofunção a hidrólise do ácido fluorídrico, uma vez que o meio ficaria maisácido devido a uma ionização do ácido clorídrico, ácido muito forte.

A avaliação do impacto causado pelo tratamento aplicado emmatrizes de poços compreende a medição da permeabilidade de um corpode prova, conhecido na técnica pelo termo "plug", a um fluido padrão.

O corpo de prova ou "plug" é constituído de um material poroso ecom suas propriedades conhecidas. Uma vez preparado, promove-se ainjeção do fluido padrão no corpo de prova em um sentido determinado,que pode ser o de fluxo de produção ou o de fluxo de injeção.

Esta avaliação é realizada em condições pré-estabelecidas emtermos de temperatura e pressão, com injeção dos fluidos contendo acomposição cujo impacto deseja-se avaliar de forma dinâmica, sob umregime de fluxo laminar e com o valor da permeabilidade medido após arealização do ensaio de cada tratamento.

Devido às alterações provocadas pela permeabilidade, otratamento com ácido pode estimular a produção de óleo. Por outro lado, otratamento pode também causar danos, assim como pode promover umarestauração de um valor de permeabilidade inicial.

O ensaio de avaliação acima descrito é típico na técnica. Portanto,o ensaio foi também realizado para fins de avaliação da composição dapresente invenção.

Para tal, em laboratório, foram preparados plugs de um arenitoconhecido como "Berea Sandstone" cuja origem é a parte superior de umaFormação Berea, encontrada na região de Ohio (EUA).

As características petrográficas deste tipo de plug estão ilustradasna Tabela 1 abaixo.TABELA 1

<table>table see original document page 10</column></row><table>

É conhecido pela técnica o fato da não haver uniformidade emrelação ao valor da permeabilidade de uma rocha, já que esta últimadepende fundamentalmente do trecho da formação de onde o corpo deprova é originário e, por isso, pode apresentar variações. Por outro lado, otratamento a ser empregado, assim como o grau de estimulação, dependeda composição química da formação.

O método de ensaio e tratamento pode ser resumido nas etapas aseguir e que compreendem:

- preparação do corpo de prova com procedimentos de corte elimpeza;

- determinação de valores de permeabilidade e diâmetro do corpode prova;

- seleção dos corpos de prova;

- seleção dos fluidos a serem testados;

- determinação da solubilidade da rocha ao ácido;

- obtenção das curvas de resposta;

- análise dos efluentes do tratamento.

O ácido metano sulfônico (CH3-SO3H ou MSA) com concentraçãona faixa de 0,1% a 2,0% é uma alternativa à utilização do HCl na mesmafaixa de concentração. Desta forma, apenas para melhor entendimento acomposição que será referida durante o relatório tem como componente,HCl com concentração na faixa de 0,1% a 2,0%. Assim sendo, foramadotadas as seguintes concentrações de substâncias químicas de acordocom as etapas de tratamento:

- "Preflush":

NH4CI (0,1% a 6%) + (NH4)2H2EDTA (0,001% a 0,6% p/v);

- Tratamento principal:

HF (0,1% a 3,0%) + NH4CI (0,1% a 6%) + (NH4)2H2EDTA

(0,001% a 0,6% p/v) + HCI (0,1% a 2,0%); ou

- Tratamento principal:

HF (0,1% a 3,0%) + NH4CI (0,1% a 6,0%) + (NH4)2H2EDTA

(0,001% a 0,6% p/v) + CH3-SO3H (0,1% a 2,0%).

Inicialmente é gerado um gráfico no qual são comparados osvalores de permeabilidade antes e após o tratamento com o fluido que sedeseja testar. O material de ensaio, corpo de prova ou plug, antes dosensaios, é submetido a medições utilizando-se nitrogênio para que ascaracterísticas do material sejam preservadas.

Estas medições estabelecem a faixa inicial de valores depermeabilidade para este corpo de prova. Após o tratamento o resultado érepresentado por uma curva de resposta do material sob ensaio aotratamento a que foi submetido.

A curva de resposta é um gráfico no qual são lançados os valoresresultantes da relação entre a permeabilidade (K) do corpo de provacalculada por um equipamento simulador e a permeabilidade (K0) do corpode prova antes de qualquer tratamento - plug limpo - empregando umamistura de NH4CI a 3% p/v + (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v versus volume deporos e, esta relação indica se o fluido em questão está causando umdano, está restaurando ou está estimulando a formação.

No presente caso, as leituras das permeabilidades iniciais após o"preflush" e após o tratamento principal foram obtidas por meio da injeçãoda mistura de NH4CI a 3% p/v + (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v.

Desta forma, em um primeiro passo, um corpo de prova foisubmetido a uma mistura contendo NH4CI a 3% p/v + (NH4)2H2EDTA a0,6% p/v para saturação.

A seguir foi colocado no interior de uma camisa de borracha deviton® e instalado em uma célula de confinamento de um equipamentopara este tipo de teste, conhecido como Simulador Físico de Acidificação.

Por meio de uma bomba hidráulica foram aplicados 70 kg/cm2 decontrapressão e 140 kg/cm2 de pressão de confinamento. A título deesclarecimento, as pressões foram mantidas durante todo o tempo dostestes.

A faixa de temperatura levada em conta pelo teste ficoucompreendida ente 60°C e 150°C. A título de esclarecimento, atemperatura escolhida para o teste foi mantida em um valor constantedurante todo o tempo do teste.

Uma vez fixadas às pressões e a temperatura, o corpo de provaou plug foi submetido a uma injeção de fluidos de tratamento pordeslocamento. Foi utilizada também uma bomba cromatográfica parainjetar um óleo mineral à vazão constante.

A variação da permeabilidade resultante pelo tempo em quedurou a injeção dos fluidos de tratamento foi monitorada constantemente.

Os valores obtidos foram listados sob forma de uma planilha dedados gerada pelo próprio equipamento Simulador e lançados em gráficoindicativo da forma pela qual o fluido de tratamento afeta a permeabilidadeda rocha, resultando curvas nomeadas de Curvas de Resposta ao ácido eao quelante.

A seguir serão descritos exemplos, que não representam qualquerlimitação ou restrição devidos às condições de teste e servem apenascomo material ilustrativo e explicativo para a presente invenção. Nosexemplos que virão a seguir é ilustrada a estimulação de uma formaçãoempregando a composição objeto da presente invenção.

Nas Figuras 2, 3, 4 e 5 a seguir deve ficar entendido que (D)representa o trecho da curva com NH4CI a 3% p/v + (NH4)2H2EDTA a 0,6%p/v presentes e (E) representa o trecho da curva com 1,5% p/p HF : 2% p/pHCI: 3% p/v NH4CI: 0,6% p/v (NH4)2H2EDTA presentes.

EXEMPLO 1

Para fins de comparação entre a técnica existente e a composiçãoda presente invenção, este exemplo emprega uma formulação de "MudAcid" convencional com o objetivo de provocar uma estimulação daformação.

Para tanto, foi preparado um corpo de prova com característicasde permeabilidade ao nitrogênio de 112,3 mD [N2] a 80°C.

Foi realizada uma operação de "preflushing" utilizando HCI 15% etratamento com "Mud Acid" em concentração de 12% HCI : 3% HF p/pprocedendo a uma intercalação de NH4CI a 3% p/v.

A vazão da bomba foi mantida constante em 2 cm /min.Para cada uma das etapas, o tempo de duração destas apresentavariações, pois é função do volume de poros a ser tratado.Constantemente foi realizada a medição da permeabilidade do corpo deprova ou plug para acompanhamento do processo por meio da geração deuma Curva de Resposta ao Ácido.

Caso fosse verificado um dano, a injeção seria interrompida oumantida, dependendo da tendência a ser apontada pela Curva de

Resposta de Ácido.

Após cada etapa de tratamento, a permeabilidade foi medida comemprego da solução de NH4CI a 3% p/v, até que o valor fosse estabilizado.Com esta prática, o corpo de prova ou plug teve condições de se manterpreservado.

O tratamento citado acima teve um tempo total de curso de 7h e42 min.

Os resultados foram representados em uma Curva de Respostaao ácido que se encontra ilustrada na Figura 1 na qual (A) representa otrecho da curva com NH4CI a 3% p/v presente, (B) representa o trecho dacurva com HCI a 15% presente, (C) representa o trecho da curva com"Mud Acid" 3% HF : 12% HCI presente. Pode ser verificado que houve umaestimulação da formação submetida ao tratamento, durante o preflush osvalores encontrados foram cerca de 3,5 vezes o valor inicial da relaçãoK/Ko para um volume de poros compreendido em uma faixa que vai de 50a 120 e, ao final, foi atingido um patamar de 8 vezes o valor inicialcompreendido na faixa entre 160 e 200, com o tratamento realizado com amistura de ácidos.

Nas Figuras 2, 3, 4 e 5, referenciadas nos exemplos que virão aseguir deve ficar entendido que (D) representa o trecho da curva ondeNH4CI a 3% p/v + (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v são presentes e (E)representa o trecho da curva onde 1,5% p/p HF : 2% p/p HCI : 3% p/vNH4CI: 0,6% p/v (NH4)2H2EDTA são presentes.

EXEMPLO 2

Para este teste, foi preparado um corpo de prova comcaracterísticas de permeabilidade ao nitrogênio de 249,94 mD [N2] a 80°C.

Em uma etapa seguinte, foi realizado o tratamento deste corpo deprova com a composição da presente invenção da seguinte forma emrelação a concentrações: 1,5% p/p HF : 2% p/p HCI: 3% p/v NH4CI: 0,6%p/v (NH4)2H2EDTA. A permeabilidade foi medida empregando-se umamistura de NH4CI a 3% p/v + (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v.

O tempo de duração do teste foi de 3h e 45 min.

Os resultados foram representados em uma Curva de Respostaao ácido e ao quelante que se encontra ilustrada na Figura 2 e foiverificado que foi promovida uma estimulação da formação e, ao final dotratamento, foi atingido um patamar em torno de 2,3 vezes o valor inicial darelação K/Ko.

EXEMPLO 3

Este teste vem a ser uma repetição do teste realizado no Exemplo2 e foi preparado um corpo de prova com características depermeabilidade ao nitrogênio de 249,03 mD [N2] a 80°C que, em termospráticos, é considerado na mesma faixa de permeabilidade do corpo deprova do exemplo anterior.

O tempo de duração do teste foi de 5h e 30min.

Os resultados foram representados em uma Curva de Respostaao ácido e ao quelante que se encontra ilustrada na Figura 3 e foiverificado que foi promovida uma estimulação da formação e, ao final dotratamento, foi atingido um patamar em torno de 1,2 vezes o valor inicial darelação K/Ko

EXEMPLO 4

Para este teste, foi preparado um corpo de prova comcaracterísticas de permeabilidade ao nitrogênio de 221,87 mD [N2], que,em termos práticos, é considerado na mesma faixa de permeabilidade docorpo de prova do exemplo anterior. A temperatura, diferente do exemploanterior, foi de 120°C.

Em uma etapa seguinte, foi realizado o tratamento deste corpo deprova com a composição da presente invenção da seguinte forma emrelação a concentrações: 1,5% p/p HF : 2% p/p HCI: 3% p/v NH4CI: 0,6%p/v (NH4)2H2EDTA. A permeabilidade foi medida empregando-se umamistura de 3% NH4CI p/v + 0,6% (NH4)2H2EDTA p/v.

O tempo de duração do teste foi de 5h e 16 min.

Os resultados foram representados em uma Curva de Respostaao ácido e ao quelante que se encontra ilustrada na Figura 3 e foiverificado que foi promovida uma boa estimulação da formação e, ao finaldo tratamento, foi atingido um patamar em torno de 1,7 vezes o valor inicialda relação K/Ko.

EXEMPLO 5

Este teste vem a ser uma repetição do teste realizado no Exemplo4 e foi preparado um corpo de prova com características depermeabilidade ao nitrogênio de 226,14 mD [N2], que, em termos práticos,é considerado na mesma faixa de permeabilidade do corpo de prova doexemplo anterior. A temperatura foi de 120°C.

O tempo de duração do teste foi de 3h e 30 min.

Os resultados foram representados em uma Curva de Respostaao ácido e ao quelante que se encontra ilustrada na Figura 3 e foiverificado que foi promovida uma boa estimulação da formação e, ao finaldo tratamento, foi atingido um patamar em torno de 1,3 vezes o valor inicialda relação K/Ko.

Dos exemplos acima, o que pode ser ressaltado ainda em relaçãoà presente invenção é que, embora o aumento em termos da relação K/Kotenha sido menor em comparação à relação K/Ko quando da utilização de"Mud Acid", foram observados os seguintes valores de pH das soluções atemperatura ambiente:

- Preflush

NH4CI 3% + (NH4)2H2EDTA 0,6% p/v = 2,95

- Tratamento

HF 1,5% + NH4CI 3% + (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v + HCI 2% = 1,79

- Efluente

HF 1,5% + NH4CI 3% + (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v + HCI 2% = 1,81Ou seja, a redução substancial da concentração de HCI na composição dapresente invenção aumentou o pH da solução efluente a um valor de 1,8que é mais branda quimicamente diminuindo o ataque corrosivo a açosutilizados na forragem de poços e equipamentos envolvidos.

Voltando-se a observar o desenvolvimento dos gráficos, nota-seque o ataque da composição à rocha foi realizado de uma forma maiscontrolada.

A composição da presente invenção é eficiente a altastemperaturas e menos corrosiva que o emprego de "Mud Acid".

Embora a presente invenção tenha sido descrita em sua forma derealização preferida, o conceito principal que norteia a presente invençãoque é uma composição fluida para tratamento ácido de formaçõessubterrâneas, produtoras de óleo, gás e água, contendo como principaiscomponentes misturas de dois ácidos inorgânicos, em diferentesproporções, um agente quelante e cloreto de amônio, se mantémpreservado quanto ao seu caráter inovador, onde aqueles usualmenteversados na técnica poderão vislumbrar e praticar variações,modificações, alterações, adaptações e equivalentes cabíveis ecompatíveis ao meio de trabalho em questão, sem, contudo se afastar daabrangência do espírito e escopo da presente invenção, que estãorepresentados pelas reivindicações que se seguem.

Claims

1.-COMPOSIÇÃO ÁCIDA PARA ESTIMULAÇÃO DE ROCHASSUBTERRÂNEAS PRODUTORAS DE PETRÓLEO, caracterizada porcompreender: um primeiro componente, cloreto de amônio (NH4CI) comconcentração na faixa de 0,1% a 6% p/v; um segundo componente, umagente quelante [(NH4)2H2EDTA] com concentração na faixa de 0,001% a-0,6% p/v; um terceiro componente, ácido fluorídrico (HF) comconcentração na faixa de 0,1% a 3,0% p/p; e um quarto componente quepode ser escolhido entre ácido clorídrico (HCI) com concentração na faixade 0,1% a 2% p/p e ácido metano sulfônico (CH3-SO3H ou MSA) comconcentração na faixa de 0,1% a 2% p/p.

2.- COMPOSIÇÃO ÁCIDA PARA ESTIMULAÇÃO DE ROCHASSUBTERRÂNEAS PRODUTORAS DE PETRÓLEO, de acordo com areivindicação 1, caracterizada por o procedimento de "preflush" serrealizado com uma mistura que compreende 0,1% a 6% de NH4CI e-0,001% a 0,6% p/v de (NH4)2H2EDTA.

3.- COMPOSIÇÃO ÁCIDA PARA ESTIMULAÇÃO DE ROCHASSUBTERRÂNEAS PRODUTORAS DE PETRÓLEO, de acordo com areivindicação 1, caracterizada por o procedimento de tratamento principalser realizado com uma composição que compreende 0,1% a 3,0% de HF;-0,1% a 6% de NH4CI; 0,001 a 0,6% p/v de (NH4)2H2EDTA e 0,1% a 2% deHCI.

4.-COMPOSIÇÃO ÁCIDA PARA ESTIMULAÇÃO DE ROCHASSUBTERRÂNEAS PRODUTORAS DE PETRÓLEO, de acordo com areivindicação 1, caracterizada por o procedimento de tratamento principalser realizado com uma composição que compreende 0,1% a 3,0% de HF;-0,1% a 6% de NH4CI; 0,001% a 0,6% p/v de (NH4)2H2EDTA, e 0,1% a 2%de CH3-SO3H.

5.- COMPOSIÇÃO ÁCIDA PARA ESTIMULAÇÃO DE ROCHASSUBTERRÂNEAS PRODUTORAS DE PETRÓLEO, de acordo com areivindicação 4, caracterizada por as leituras das permeabilidades iniciaisapós o "preflush" e após o tratamento principal serem obtidas por meio dainjeção da mistura de NH4Cl a 3% p/v e (NH4)2H2EDTA a 0,6% p/v.