UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE DARCY RIBEIRO
CENTRO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA
LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
Graduação em Engenharia de Exploração e Produção de Petróleo
Projeto de Graduação
Alinne dos Santos Moreira
Sistemas Laboratoriais para Estudos de Incrustação de Sulfato de
Bário em Reservatórios de Petróleo
(Um Estado da Arte)
Macaé, junho de 2006
Alinne dos santos Moreira
Sistemas Laboratoriais para Estudos de Incrustação de Sulfato de
Bário em Reservatórios de Petróleo
(Um Estado da Arte)
Projeto
Final
de
curso
apresentado
ao
Laboratório de Engenharia e Exploração de
Petróleo da Universidade Estadual do Norte
Fluminense como parte das exigências para a
obtenção do título de bacharel em Engenharia
de Exploração e Produção de Petróleo
ORIENTADORA: Prof. Themis carageorgos
Macaé – RJ
2006
Alinne dos Santos Moreira
Sistemas Laboratoriais para Estudos de Incrustação de Sulfato de
Bário em Reservatórios de Petróleo
(Um Estado da Arte)
Projeto
Final
de
curso
apresentado
ao
Laboratório de Engenharia e Exploração de
Petróleo da Universidade Estadual do Norte
Fluminense como parte das exigências para a
obtenção do título de bacharel em Engenharia
de Exploração e Produção de Petróleo
Junho de 2006
Comissão examinadora:
__________________________________________________________
Themis Carageorogos( Ph.D., Hidrometalurgia - LENEP/CCT/UENF)
__________________________________________________________
André Duarte Bueno (D.Sc., Engenharia - LENEP/CCT/UENF)
___________________________________________________________
Adolfo Puime Pires (D.Sc., Engenharia de Petróleo- LENEP/CCT/UENF)
Agradecimentos
A Deus, por ter me dado força, saúde e perseverança para que eu
pudesse concluir os meus estudos;
Aos meus pais, os grandes merecedores dessa conquista, pela
confiança depositada em mim e pelo apoio nos momentos mais difíceis;
A Angelina, Edson, Flavio e Leandro pelo incentivo, dedicação, amparo
e carinho de sempre.
A minha orientadora Themis Carageorgos, pelos ensinamentos ao longo
do curso e do projeto.
À Universidade Estadual do Norte Fluminense “Darcy Ribeiro” e ao seu
Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo, professores e
funcionários, pela dedicação, pelos conhecimentos e experiências que serão
úteis em minha vida pessoal e profissional.
Aos membros da banca, Adolfo Puime e André Bueno, pela prontidão
em participar da defesa desta monografia.
Aos meus amigos, pelos agradáveis anos de convivência no LENEP, em
especial a Tatiane, pela amizade e companheirismo.
À ANP/PRH-20 pela bolsa concedida.
i
Resumo
A formação de incrustações compostas principalmente por sulfato de
bário tornou-se um problema crônico em projetos de injeção de água onde há
incompatibilidade entre as águas injetada e de formação. A precipitação de
sulfatos em reservatórios resulta no declínio do índice de produtividade dos
poços produtores.
A previsão do declínio de produtividade dos poços, que sofrem
incrustações de sulfato de bário, é feita com base em modelos matemáticos,
que consistem na determinação dos coeficientes da taxa de reação química,
que ocorre no meio poroso. Porém, a escassez de modelos laboratoriais,
utilizados para o fornecimento dos dados necessários à modelagem
matemática, impossibilita a existência de uma previsão confiável do dano de
formação causado por incrustações.
O presente trabalho tem como objetivo fazer uma descrição do
desenvolvimento do sistema de escoamento em meio poroso do Laboratório de
Fluidos do LENEP/ UENF, que está em fase final de montagem. Este sistema
foi dimensionado com base nos parâmetros característicos dos reservatórios
da Bacia de Campos e, futuramente, permitirá a aplicação de modelagem
matemática baseada em dados confiáveis, obtidos em laboratório. Além disso,
faz parte do escopo deste trabalho a comparação entre os diferentes modelos
laboratoriais, desenvolvidos com o intuito de analisar o dano provocado por
incrustações de sulfato de bário no meio poroso.
ii
ÍNDICE
Agradecimentos .............................................................................................. i
ÍNDICE............................................................................................................ iii
LISTA DE FIGURAS ....................................................................................... v
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO....................................................................... 1
CAPÍTULO 2 – CONCEITOS BÁSICOS......................................................... 4
2.1. Método da Injeção de Água ................................................................. 4
2.2. Caracterização das Águas Incompatíveis ............................................ 5
2.3. Incrustação .......................................................................................... 6
2.4. Propriedades do Sulfato de Bário ...................................................... 10
2.5. Modelos de Previsão da Incrustação ................................................. 12
2.5.1. Modelo Termodinâmico .................................................................. 12
2.5.2. Modelos cinéticos ........................................................................... 14
CAPÍTULO 3 – SISTEMAS DE ESCOAMENTO EM MEIO POROSO ......... 15
3.1. Sistema Desenvolvido por Read e Ringen (1982) ............................. 15
3.2. Sistema Desenvolvido por Tood & Yuan (1990) ................................ 19
3.3. Sistema Desenvolvido por Allaga et al (1992) ................................... 29
3.4. Método Desenvolvido por Mc Elhiney et al (2001) ............................. 32
3.5. Sistema Descrito por Lopes Junior (2002) ......................................... 33
3.6. Resumo do Capítulo 3 ....................................................................... 37
CAPÍTULO 4 – COMPARAÇÃO ENTRE OS SISTEMAS DE ESCOAMENTO
EM MEIO POROSO E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS ENCONTRADOS
NA LITERATURA ......................................................................................... 38
CAPÍTULO 5 – SISTEMA EXPERIMENTAL PROPOSTO PARA OS TESTES
DE INCRUSTAÇÃO NO LENEP................................................................... 42
5.1. Parâmetros da Bacia de Campos ...................................................... 42
5.2. Componentes do Sistema Experimental Montado no LENEP/UENF. 45
5.3. Descrição da Metodologia dos Testes que Serão Realizados no
Sistema de Escoamento em Meio Poroso Proposto .......................... 46
5.3.1. Preparação dos Fluidos Injetados .................................................. 46
5.3.2. Saturação da Amostra com Água................................................... 47
5.3.3. Saturação das Linhas do Difusor da Face de Injeção .................... 48
5.3.4. Montagem do suporte de amostras ................................................ 48
5.3.5. Realização de Testes de Difusão ................................................... 48
5.3.6. Realização dos Testes de Precipitação Transiente........................ 49
5.3.7. Realização dos Testes em Regime Permanente............................ 49
iii
5.4.
Cálculo da constante da cinética de reação química (K) e do
coeficiente de dano de formação (β) para incrustação dos sulfatos a partir de
teste laboratorial de fluxo simultâneo dos águas de formação e do mar.......... 50
CAPÍTULO 6 - CONCLUSÕES ........................................................................ 53
REFERÊNCIAS................................................................................................ 55
iv
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Locais prováveis para a formação de incrustação…………...............8
Figura 2 – Incrustação de sulfato de bário em uma coluna de produção…........9
Figura 3 - Relação entre o peso do precipitado formado e a composição da
solução…………………………….......................................................................18
Figura 4 – Montagem de amostra para os testes de incrustação………………18
Figura 5 – Sistema de escoamento em meio poroso………………………….…19
Figura 6– Diferencial de pressão provocado pela mistura entre diferentes
proporções de água do mar e de formação……………………………………….20
Figura 7 – Sistema de escoamento em meio poroso.……………………………24
Figura 8 - Faces do suporte de testemunhos……………………………………..24
Figura 9 - Declínio de permeabilidade causado pela incrustação em uma
amostra de rocha, cuja solução salina injetada apresentava razão molal Sr/Ba
igual a 1……………………………………………………………………………....26
Figura 10 - Declínio de permeabilidade causado pela incrustação em uma
amostra de rocha, cuja solução salina injetada apresentava razão molal Sr/ Ba
igual a 1000…………………………………………………………………………...26
Figura 11 - Declínio de permeabilidade, distribuído ao longo de cinco seções do
plug de rocha, em que a
solução salina injetada apresentava razão molal
Sr/Ba igual a 0,1…………………………………………………………...…………27
Figura 12 – Efeito da supersaturação de BaSO4 SrSO4 no dano de
permeabilidade (modificado de Tood e Yuan, 1990)………………………….…28
v
Figura 13 – Comparação do dano de permeabilidade ocorrido em rochas com
diferentes permeabilidades iniciais. ..................................................................29
Figura 14 - Sistema desenvolvido por Tood e Yuan ……………………. ……...30
Figura 15 - Sistema de escoamento em meio poroso……………………………31
Figura 16 - Decréscimo de permeabilidade causado pela injeção das soluções
de sulfato de sódio/cloreto de cálcio e sulfato de sódio/ cloreto de bário em uma
amostra de arenito Ottawa contendo 10% de pó de sílica……………………....32
Figura 17 - Relação entre o índice de incrustação de sulfato de bário e a
quantidade de sulfato presente na água de injeção..........................................34
Figura 18 - Esquema do sistema de injeção para estudos de incrustação.
(Lopes Jr.,2002).................................................................................................35
Figura
19
-
Detalhe
do
difusor,
evidenciando
as
duas
entradas
independentes...................................................................................................36
Figura 20 - Esquema do sistema laboratorial montado no LENEP..................46
vi
1
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
Em vários campos de petróleo do mundo é comum o uso do método de
injeção de água do mar para a recuperação secundária de petróleo. No
entanto, estes campos têm sofrido perda de produtividade devido à incrustação
de sulfato de bário.
Os problemas de incrustação que ocorrem em muitos poços produtores,
decorrentes das operações de injeção de água, freqüentemente, resultam da
incompatibilidade entre a água injetada, que é salina e rica em ânions sulfato, e
a água contida no reservatório, que contém os cátions bário, estrôncio e/ou
cálcio em excesso. As águas incompatíveis reagem entre si, fazendo com que
sejam depositados compostos insolúveis, sendo o sulfato de bário o mais
problemático por ser o de menor solubilidade e o de mais difícil remoção.
A mistura das águas incompatíveis tende a ser maior nas proximidades
do poço produtor, por haver convergência das diversas linhas de fluxo do
reservatório, causando dano de produtividade justamente na região de maior
importância no processo de produção.
As incrustações de sulfato de bário são comuns em vários campos da
Bacia de Campos, daí a importância do conhecimento do seu mecanismo de
formação, do tipo, da quantidade de deposição e a sua localização para, em
função disto, se tomar medidas preventivas e/ou corretivas (Boim, 2003).
As decisões sobre a aplicação de métodos de prevenção e remoção de
dano são feitos com base na previsão da perda de produtividade dos poços. A
mesma é baseada em modelos matemáticos e em simulação de reservatórios,
pela resolução de problemas diretos de modelagem, que atualmente, estão
bem desenvolvidos.
2
No entanto, para se fazer uma previsão do dano de produtividade pela
modelagem matemática é necessário conhecer os parâmetros de modelos que
só podem ser obtidos em experimentos de laboratório.Estes parâmetros não
estão disponíveis na literatura como os modelos matemáticos.
A maioria dos modelos disponíveis são termodinâmicos, ou seja,
assumem que há um equilíbrio termodinâmico em uma determinada região. No
entanto, a região que sofre dano mais severo causado pela incrustação de
sulfato de bário é a região próxima ao poço produtor, e, nesse local, há uma
grande variação de velocidade de fluxo. Então, caso se deseje obter o dano de
produtividade provocado por incrustações de sulfato de bário, a modelagem
cinética, que consiste na determinação da taxa de reação química entre os
íons, é a mais apropriada.
A bibliografia relata a montagem de diversos sistemas de escoamento em
meio poroso que utilizam a modelagem termodinâmica ou cinética. No entanto,
eles servem apenas como referência, pois há a necessidade em montar um
sistema característico para a Bacia de Campos.
Neste trabalho será apresentado um estado da arte de sistemas de
escoamento em meio poroso para estudos de incrustação por sulfato de bário.
Serão apresentados também os parâmetros relativos à Bacia de Campos, que
serviram para o dimensionamento do sistema de escoamento em meio poroso,
que está em fase final de montagem, no laboratório de fluidos do
LENEP/UENF.
O objetivo deste trabalho é, portanto, descrever o desenvolvimento de um
sistema laboratorial para estudos sistemáticos do processo de dano de
produtividade, possibilitando a determinação dos coeficientes físico-químicos
que descrevem esse processo, nas condições dos reservatórios da Bacia de
Campos.
No capítulo dois, será apresentada a conceituação básica que facilitará o
entendimento deste trabalho.
3
No capítulo três, serão apresentados alguns sistemas laboratoriais de
escoamento em meio poroso, utilizados para estudos de incrustação de sulfato
de bário e no capítulo quatro, será feita uma comparação entre os sistemas
laboratoriais revisados,
No capítulo cinco, será descrito o sistema laboratorial desenvolvido no
Laboratório de Fluidos do LENEP/UENF.
E, finalmente, no capítulo seis serão apresentadas as principais
conclusões.
4
CAPÍTULO II – CONCEITOS BÁSICOS
Neste capítulo serão descritos alguns conceitos básicos relacionados ao
entendimento desta monografia e serão citados diversos trabalhos científicos
da área.
2.1. Método da Injeção de Água
A injeção de água é o método de recuperação secundária mais utilizado
na indústria de petróleo. A água é injetada no reservatório, tanto para manter a
sua pressão como para deslocar o óleo na direção dos poços produtores.
Durante este processo, dois fatores críticos são a manutenção da vazão
de injeção de água, especificada no projeto, e o gerenciamento adequado da
água produzida. A água injetada em campos marítimos é normalmente a água
do mar, pela sua disponibilidade. Esta água é tratada para remoção de
oxigênio (para evitar corrosão nas colunas) e filtrada para retenção de
microorganismos e partículas sólidas e então é bombeada para os poços
injetores. Em função deste tratamento, maior ou menor grau de dano à
formação pode ocorrer acarretando perda de injetividade. Pode-se contornar
este problema melhorando a qualidade da água injetada ou intervindo
periodicamente nos poços ou ainda aumentando a pressão de injeção. A
escolha apropriada da melhor alternativa deve ser estudada técnica e
economicamente.
Dentre os métodos de tratamento da água injetada, destacam-se os
seguintes:
• Desaeração: consiste na retirada do oxigênio presente na água para
evitar a corrosão nos equipamentos de injeção, para evitar a cavitação das
bombas de injeção e minimizar os processos biológicos aeróbicos;
5
• Filtração: retirada de partículas em suspensão para evitar o entupimento
de poros e a ocorrência de dano à formação;
• Ativação: adição de aditivos químicos tais como bactericidas e algicidas:
algumas bactérias podem metabolizar tanto o óleo quanto a água da
formação. Existem algumas bactérias que são sulfato-redutoras, isto é, elas
metabolizam o sulfato contido nas águas e produzem o H2S (gás sulfídrico)
que é corrosivo e nocivo à saúde;
• Dessulfatação: retirada dos íons de sulfato da água do mar injetada para
evitar a formação e a deposição de incrustação próxima dos poços
produtores. Este tipo de tratamento não faz parte da maioria dos sistemas de
injeção devido ao seu alto custo e dificuldades na sua operação.
Uma vez que a água atinge os poços produtores, inicia-se o
gerenciamento de água produzida. Dois problemas, associados à injeção de
água do mar, são a produção de H2S e a formação de incrustação em poços
produtores. No primeiro caso, bactérias redutoras de sulfato produzem H2S no
seu metabolismo, que forma uma frente em direção ao poço produtor, podendo
produzir o gás sulfídrico, tóxico para o ser humano e o meio ambiente.
2.2. Caracterização das Águas Incompatíveis
A previsão do potencial de incrustação nos reservatórios de petróleo
requer análises completas e precisas dos diversos tipos de águas envolvidas:
água do mar injetada, água conata1, água do aqüífero e água produzida para
que se possam caracterizar as suas propriedades físico-químicas (Boim, 2003).
Rosário e Bezerra (2001) apresentam algumas condições fundamentais
que devem ser seguidas a fim de se garantir uma análise confiável da água da
formação:
1
Água conata é aquela naturalmente existente no meio poroso junto ao petróleo
6
• Evitar problemas de contaminação com os fluidos de perfuração e de
completação;
• Após a coleta, efetuar imediata análise química dos fluidos, visando
caracterizar aquelas espécies sujeitas a variações de concentrações quando
expostas à atmosfera;
• Estabilizar e preservar as espécies que podem variar com o tempo.
Os procedimentos de amostragens e as metodologias de análises
utilizadas precisam ser confiáveis e capazes de gerar resultados precisos e
acurados. Rosário e Bezerra (2001) recomendam que sejam seguidos
procedimentos padronizados, sejam utilizados materiais especiais para
amostragem e análise e que estas tarefas sejam executadas por pessoas
treinadas e capacitadas.
2.3. Incrustação
Incrustações podem ser definidas como compostos químicos de
natureza inorgânica, inicialmente insolúvel em soluções salinas, e que
precipitam podendo acumular na formação, canhoneados, telas de gravel
packing, colunas de produção e equipamentos de superfície (Marques et al.,
2001).
As principais incrustações, as suas fórmulas químicas e as variáveis
primárias que afetam a sua solubilidade estão apresentadas na Tabela 1.
(Moghadasi e Jamialahamadi, 2003).
As principais ocorrências de incrustação de sais estão vinculadas à
mistura de águas incompatíveis ou à mudança das condições físicas (pressão,
temperatura, pH), no processo de produção de óleo. No primeiro caso
encontram-se as incrustações de carbonato de cálcio (CaCO3), sulfato de
estrôncio (SrSO4) e sulfato de bário (BaSO4), sendo este último o de mais difícil
remoção e o de menor solubilidade.
7
Tabela 1 – Principais Incrustações
Nome
Fórmula química
Variáveis primárias
Carbonato de cálcio
CaCO3
Pressão parcial de CO2,
temperatura, quantidade de sais
dissolvidos, pH
Sulfato de cálcio:
CaSO4.2H2O
Temperatura, quantidade de sais
Gipsita
CaSO4
dissolvidos, pressão
Sulfato de bário
BaSO4
Temperatura, pressão
Sulfato de estrôncio
SrSO4
Temperatura, pressão,
Anidrita
quantidade de sais dissolvidos,
Carbonato de ferro
FeCO3
Corrosão, gases dissolvidos e
Sulfeto de ferro
FeS
pH.
Hidróxido de ferro
Fe(OH)2
Há uma grande variedade de locais onde as incrustações podem ocorrer
durante o processo de produção de hidrocarbonetos (Jordan et al, 2006). Elas
podem ser encontradas na rocha reservatório, nos canhoneados (aberturas,
localizadas no revestimento, que estabelecem a comunicação entre o poço e o
reservatório), na coluna de produção, no gravel packing (equipamento utilizado
para conter a produção de areia) e em alguns equipamentos de superfície
(caldeiras, compressores, condensadores, tubulações, etc). A figura 1 ilustra
todos os ambientes em que há possibilidade de ocorrer incrustação.
8
Figura 1 – Locais prováveis para a formação de incrustação
a-
A incrustação ocorre antes da injeção, por exemplo, se está
sendo re-injetada água produzida;
b-
Próximo ao poço injetor, quando a água injetada entra no
reservatório encontrando com a água de formação;
c-
Dentro do reservatório, devido ao deslocamento da água da
formação pela água injetada ou devido à convergência dos
caminhos de fluxo;
d-
Quando as águas de injeção e formação convergem para
próximo do poço produtor, mas ainda longe da ação de
tratamentos com inibidores de incrustação;
e-
Quando as águas de injeção convergem para o poço produtor,
e dentro do raio de ação dos inibidores de incrustação;
f-
Quando a água do mar, proveniente de uma região mais
inferior do reservatório, atinge um poço que está produzindo
em um intervalo localizado acima da zona de injeção de água.
Nesta região a água do mar entra em contato com a água da
formação;
9
g-
Na junção de um poço multilateral, quando uma ramificação do
poço está produzindo água do mar e a outra, água de
formação.
h-
No manifold2 submarino, quando dois ou mais poços estão
produzindo águas incompatíveis;
i-
Em equipamentos de superfície, que recebem as águas
incompatíveis, através da junção de fluxos oriundos de linhas
de produção diferentes;
j-
Durante a produção e processamento de água proveniente de
um aqüífero para a re-injeção, pois pode haver a formação de
incrustação devido à própria amostra de água produzida;
k-
Durante redução da pressão e/ou crescimento da temperatura
dentro da coluna de produção do poço ou de qualquer
equipamento de superfície, levando à evolução de CO2 e à
formação de carbonato e sulfato, se os íons apropriados
estiverem presentes.
A figura 2 ilustra uma coluna de produção que sofreu incrustação
de sulfato de bário.
Figura 2 – Incrustação de sulfato de bário em uma coluna de produção
2
Manifold submarino é um conjunto de tubos arranjados que tem como objetivo interligar
vários dutos em um duto tronco
10
Inicialmente, os problemas de incrustação são relacionados com as
deposições de carbonato pois ainda não há a chegada da água de injeção no
poço produtor, ocorrendo apenas a produção de água de formação. Após o
breakthrough (tempo que a água injetada leva até chegar ao poço produtor) da
água do mar, os problemas de incrustação de carbonato tendem a diminuir e
os problemas com incrustação de sulfato de bário tendem a aumentar, em
decorrência da mistura das águas incompatíveis, e chegar a um máximo. Este
é alcançado para uma determinada razão de mistura entre a água da formação
e a água do mar. A partir deste ponto, à medida que a quantidade de água do
mar aumenta, a incidência das incrustações de sulfato tendem a diminuir
(Boim, 2003).
2.4.
Propriedades do Sulfato de Bário
O sulfato de bário é um dos sais mais insolúveis encontrados na
natureza e é formado pela reação entre os íons do metal bário e sulfatos
aquosos, que é descrita pela fórmula 2.1. Esta reação química é ocasionada
pela presença excessiva de íons bário na água de formação e de íons sulfato
na água do mar, que é injetada no reservatório.
Ba+2 (aq) + SO4-2(aq) →BaSO4(s)
2.1
A solubilidade deste sal em água deionizada a 25º C é de 0,0023 g/L.
Comparando tal solubilidade com as demais incrustações da indústria do
petróleo, expostas na Tabela 2, pode-se perceber que o sulfato de bário é o
mais insolúvel e, portanto, o de mais difícil remoção.
Tabela 2 – Solubilidade das principais incrustações em água pura, a 25°C
Sal
Solubilidade (mg/L)
BaSO4
2,3
CaCO3
53
SrSO4
114
CaSO4
2000
11
Além disso, o produto de solubilidade (kps), que é o produto das
concentrações dos íons na solução saturada, elevadas aos coeficientes
estequiométricos da reação do equilíbrio do BaSO4, é 1,1 x10-10 (Mol/L)2. Este
valor é muito pequeno se comparado aos demais sais incrustantes, conforme a
Tabela 3.
Tabela 3 – Produto de Solubilidade das principais incrustações
Produto de Solubilidade - Kps
Sal
(Mol/L)2
BaSO4
1,1 x10-10
CaCO3
8,7x10-9
SrSO4
3,8 x10-7
CaSO4
2,4x10-5
Na sua forma mineral, o sulfato de bário é denominado barita, que é um
cristal ortorrômbico, com densidade de, aproximadamente, 4,47 g/cm3.
Entretanto, formas diferentes são obtidas em diferentes condições reacionais,
sendo o índice de saturação (relação entre o produto das concentrações, ou
atividades, dos íons formadores do precipitado em questão, e a constante de
solubilidade, Kps, nas condições da reação) um dos fatores determinantes.
Em um índice de saturação acima de 1000, obtém-se cristais
dendríticos, em forma de agulha, estrela e rosetas. Nesses casos, o controle do
crescimento do cristal está associado ao transporte difusivo de espécies do
soluto para a superfície. Em cristais bem formados, com superfícies lisas,
provenientes de soluções com menores supersaturações, há o predomínio da
reação na superfície. Quando exposta a um fluxo supersaturado, a barita
apresenta um crescimento de camada em camada, que reflete o crescimento
de novos pequenos cristais suportados por outros maiores. Também
influenciam na morfologia do cristal a temperatura, pressão, pH e concentração
de eletrólitos (Dunn et al,1999).
12
2.5. Modelos de Previsão da Incrustação de Sulfatos de
Bário
Pode-se identificar dois tipos principais de modelos para a previsão do
potencial de incrustação:
modelos termodinâmicos: consideram os fatores termodinâmicos
e as propriedades químicas das misturas para a determinação do
estado de equilíbrio do sistema; (veja seção 2.5.1)
modelos cinéticos: baseiam-se na determinação da taxa de
reação
química
e
sua
dependência
por
vários
fatores
(temperatura, pressão, concentrações, etc). (veja seção 2.5.2)
A escolha do modelo a ser usado dependerá muito do local em que o
sistema se encontra, do seu equilíbrio termodinâmico e da natureza e
complexidade do sistema (Lopes Jr., 2002). Os dois modelos serão descritos a
seguir.
2.5.1. Modelo Termodinâmico
Na
avaliação
do
potencial
de
precipitação
utilizando
modelos
termodinâmicos devem ser considerados os seguintes parâmetros:
I.S. (índice de saturação);
massa de precipitação.
O índice de saturação de um composto em uma solução aquosa reflete
o grau de saturação deste composto na solução, ou seja, é a diferença da
quantidade do composto dissolvido na solução e a quantidade que estaria
presente no equilíbrio termodinâmico.
O índice de saturação é afetado pelas variações de temperatura,
pressão, pH e composição da água que ocorrem ao longo do processo de
produção, e pode ser calculado da seguinte forma:
13
IS =
IAP
,
(2.2)
K SP
onde
• IAP é o produto das concentrações ou atividades iônicas dos íons
formadores do precipitado analisado.
• Kps é a constante do produto de solubilidade, nas condições da
reação.
As seguintes situações são possíveis:
• se IS > 1, a solução é supersaturada e poderá ocorrer
precipitação;
• se IS = 1, a solução é saturada, ou seja, está em equilíbrio e, neste
caso, não ocorrerá precipitação;
• se IS < 1, a solução é sub-saturada e poderá ocorrer dissolução.
Na utilização do modelo termodinâmico para a previsão do potencial de
incrustação, o índice de saturação e a massa a precipitar devem ser obtidos
em função de diferentes razões de mistura entre a água da formação e a água
do mar injetada. Ou seja, devem ser calculados ao longo de toda a vida
produtiva do reservatório em estudo.
A obtenção destes parâmetros não é uma condição suficiente para se
obter uma boa previsão do potencial de incrustação. Comparações devem ser
feitas com parâmetros de reservatórios de comportamentos conhecidos, nas
mesmas condições de pressão e temperatura, para que se possam efetuar
ajustes nas previsões (Boim, 2003).
A razão de mistura entre as águas de formação e do mar muda com o
tempo devido a uma proporção cada vez maior de água injetada. Sendo assim,
o potencial de incrustação também muda, podendo haver pontos em que não
será mais provável a formação da incrustação, como é o caso de altos valores
de razão de mistura (Jordan et al., 2006).
14
2.5.2. Modelos cinéticos
Segundo Lopes (2002), a modelagem do processo de injeção de água
do mar em um reservatório e a conseqüente precipitação de sais insolúveis é
mais precisa caso se utilize uma abordagem cinética.
Uma reação pode ser extremamente favorável sob o ponto de vista
termodinâmico e nunca vir a ocorrer por razões puramente cinéticas, por não
se alcançar a energia de ativação (Boim, 2003).
A cinética química possui como objeto o estudo quantitativo da taxa de
reação química e sua dependência por vários fatores (concentração, pressão,
temperatura, etc). Esta taxa ou velocidade de reação pode ser expressa em
termos da concentração de qualquer reagente ou produto da reação.
Devido às altas velocidades de fluxo nas proximidades dos poços, é
razoável assumir uma condição de “não equilíbrio local”, ou seja, uma
predominância dos efeitos da cinética química (Boim, 2003).
Na literatura existem diversos trabalhos que tratam desta cinética, não
havendo, ainda, um consenso de qual seria a melhor equação para descrever a
taxa de crescimento do cristal.
De acordo com Rocha, apud Christy e Putnis (2001), a cinética de
precipitação do sulfato de bário não é, ainda, bem definida devido ao grande
número de parâmetros físicos que influenciam na determinação desta taxa.
Lopes (2003), mostrou, através de experimentos em meio poroso, a
proporcionalidade entre o coeficiente da taxa de reação química (ka) e a
velocidade de fluxo (U), sendo a constante de proporcionalidade (λ)
denominada de coeficiente cinético ( Equação 2.3):
K a = λU
2.3
15
CAPÍTULO 3 – SISTEMAS LABORATORIAIS DE
ESCOAMENTO EM MEIO POROSO
Há diversos trabalhos, na literatura mundial, que tratam das montagens
laboratoriais de sistemas de escoamento em meio poroso, visando o estudo da
precipitação de sulfato de bário em projetos de injeção de água. Este capítulo
tem como objetivo descrever os principais sistemas, enumerando os
parâmetros utilizados por tais autores, que serviram de embasamento para o
sistema montado no LENEP/UENF.
3.1. Sistema Desenvolvido por Read e Ringen (1982)
A precipitação de sais foi observada por Read e Ringen (1982), tanto em
meio poroso formado por testemunho de alumina sintética como em pacote de
esferas de vidro de 4 mm de diâmetro. O objetivo de analisar a extensão do
dano de formação causado pela incrustação de sulfatos.
Naquela época, a maioria dos testes de incrustação era feita a partir da
mistura das águas incompatíveis, em diferentes proporções, sob condições
estáticas, então, era medido o peso do precipitado formado, a partir da reação
entre os íons presentes nas amostras de água utilizadas. No entanto, para
avaliar o impacto que ocorre no meio poroso, a mistura das águas do mar e de
formação deve ocorrer no interior das amostras de rochas. Além disso, os
trabalhos anteriores ao de Read e Ringen (1982) não avaliavam o potencial de
dano provocado pela precipitação dos sais.
Inicialmente, os autores realizaram testes sob condições estáticas, onde
foram analisadas as amostras de água do mar e de formação, cuja composição
está representada na Tabela 4. A partir da análise desta composição, pode-se
16
notar que há grandes possibilidades de haver a precipitação de sulfatos de
bário e estrôncio, devido à alta concentração destes íons nas amostras.
Ainda sob condições estáticas, foram realizados experimentos com
diferentes proporções entre as águas do mar e de formação, de modo a
verificar a influência de ambas na formação do precipitado. A partir da Figura 3
pode- se notar a formação de uma maior quantidade de precipitado quando
injetaram-se grandes proporções de água de formação (90%) e pequenas
proporções de água do mar (10%), indicando, portanto, que água de formação
tem maior influência sobre a precipitação dos sais.
Tabela 4 – Composições das amostras de água do mar e de formação utilizadas
Água de Formação
Espécie iônica
Água do Mar (ppm)
15200
Na
12100
380
K
-
110
Mg
1130
1100
Ca
450
230
Sr
9
210
Ba
0
28000
Cl
20950
<1
SO4
2300
250
HCO3 + CO3
170
(ppm)
Nos testes de escoamento em meio poroso, Read e Ringen (1982)
utilizaram uma amostra com porosidade igual 34%, permeabilidades variando
entre 2750 mD e 3250 mD e poros com tamanho de aproximadamente 35 µm.
As dimensões da amostra utilizada eram 4 polegadas de comprimento e 1,5
polegadas de diâmetro. As amostras foram montadas em um suporte com
resina, conforme mostra a Figura 4.
Peso do precipitado
17
Figura 3 – Relação entre o peso do precipitado formado e a composição da solução.
(Adaptado de Read e Ringen, 1982)
Figura 4 – Montagem de amostra para os testes de incrustação.
(Adaptado de Read e Ringen, 1982)
O aparato experimental utilizado pelos autores consiste em dois
tanques, utilizados para armazenar as amostras de água de mar e de
formação, duas bombas de vazão constante e transdutores de pressão. Não foi
18
aplicada pressão de confinamento, porém, a temperatura de reservatório
(70°C) foi simulada (Figura 5).
Figura 5 – Sistema de escoamento em meio poroso. (Adaptado de Read e Ringen, 1982)
As amostras foram, inicialmente, saturadas com água de formação e a
permeabilidade inicial foi determinada. As bombas foram ajustadas para manter
a mesma taxa de fluxo (2 cm3/ min), bombeando diferentes proporções de água
do mar e de formação. As proporções escolhidas foram 100 % de água de
formação e 25%, 50%, 75% e 100% de água do mar. O diferencial de pressão
foi continuamente medido através do fluxo.
Os autores verificaram que não houve crescimento de pressão, quando
apenas uma das águas era bombeada. Em alguns testes conseguiram
bombear até 360 volumes porosos, mas, em outros casos, o dano de
permeabilidade foi tão severo que o volume injetado foi bem menor, conforme
pode ser visto na Figura 6. O maior diferencial de pressão, e, portanto, o maior
dano de permeabilidade, foi verificado quando injetaram-se pequenas
proporções de água do mar (10%) (Figura 6). Segundo os autores, isto ocorre
pois são formados cristais com diferentes tamanhos durante a precipitação.
Através da utilização do microscópio eletrônico de varredura, MEV,
pôde-se verificar que os cristais formados, nos experimentos em que houve
19
maior proporção de água do mar, eram de, aproximadamente, 15 µm a 20 µm.
Quando havia uma maior proporção de água de formação, os cristais eram
agregados e mediam aproximadamente 50 µm, bloqueando mais o espaço, e
causando, portanto, um maior dano.
Além disso, Read e Ringen (1982) verificaram que a taxa de
crescimento de pressão foi progressiva em todos os testes, não havendo,
Diferencial de Pressão (bar)
portanto um declínio rápido de permeabilidade (Figura 6).
Volume poroso injetado
Figura 6– Diferencial de pressão provocado pela mistura entre diferentes proporções de água
do mar e de formação.
3.2. Sistema Desenvolvido por Tood & Yuan (1990)
Uma investigação laboratorial foi conduzida por Tood e Yuan, 1990, com
o intuito de analisar intimamente a natureza da incrustação de sulfatos de bário
e estrôncio e os efeitos causados na permeabilidade das rochas. Foram
realizados testes em um sistema de escoamento em meio poroso e em
bechers que permitiram a comparação da morfologia dos cristais formados sob
condições hidrodinâmicas com aqueles formados em soluções estáticas.
20
Inicialmente,
todos
os
testes
laboratoriais
foram
conduzidos
à
temperatura de 20°C e não foram simuladas as condições de pressão de
reservatório.
Nos
ensaios
laboratoriais,
conduzidos
em
meio
poroso,
foram
considerados quatro aspectos: supersaturações de BaSO4 e SrSO4 na solução,
taxas de concentração de íons bário e estrôncio, permeabilidade inicial da
amostra e forças hidrodinâmicas.
As amostras utilizadas nos testes foram de arenito Clashach, extraído de
Elgin, Escócia, que contém uma pequena quantidade de argila com alguns
feldspatos e micas, mas consiste basicamente de grãos de quartzo bem
cimentados. A permeabilidade absoluta da amostra variava de 20 mD a 1,5 D.
Para descrever as soluções salinas, que foram utilizadas nos ensaios
laboratoriais,
os
autores
consideram
dois
parâmetros
fundamentais:
supersaturação e força iônica. O primeiro é dado pela equação 3.1:
Ss = (CM C x )
R MX
1
2
(3.1)
onde CM e Cx são as concentrações molales dos íons M e X,
respectivamente, e RMX [molar], a raiz quadrada do produto de solubilidade de
MX.
Já a força iônica é dada pela seguinte equação:
I = ½ ∑ Ci Qi2
(3.2)
onde Ci é a concentração molal do íon e Qi a sua carga elétrica.
Os três grupos de amostras de soluções salinas usadas por Tood e
Yuan (1990) estão representadas na tabela 5.
21
Tabela 5 – Características das amostras utilizadas por Tood e Yuan (1990).
Grupo 1( soluções salinas BS)
Força iônica (molal)
0,5
Supersaturação de BaSO4
15
Razão molal (BaSr)/SO4
2
Solução
Razão molal Sr/Ba
Supersaturação de SrSO4
BS0
0,1
0,1
BS1
1
0,4
BS2
100
3,7
BS3
1000
11,0
Grupo 2( soluções salinas BSS)
Força iônica (molal)
0,5
Supersaturação de BaSO4
15
Razão molal (BaSr)/SO4
1
Solução
Razão molal Sr/Ba
Supersaturação de SrSO4
BSS0
0,1
0,1
BSS1
1
0,4
BSS2
100
3,7
BSS3
1000
11,0
Grupo 3( soluções salinas BSH)
Força iônica (molal)
0,5
Supersaturação de BaSO4
30
Razão molal (BaSr)/SO4
2
Solução
Razão molal Sr/Ba
Supersaturação de SrSO4
BSH0
0,1
0,2
BSH1
1
0,8
BSH2
100
7,5
22
De acordo com a Tabela 5, pode-se perceber que as forças iônicas dos
três grupos de amostras eram as mesmas, enquanto as supersaturações ou
razões molales (BaSr)/SO4 variavam de uma amostra para outra. Analisando as
composições das amostras pertencentes ao mesmo grupo, pode-se notar que
elas possuíam diferentes razões molales Sr/Ba e supersaturações de SrSO4.
A salinidade de cada solução e as concentrações de sulfato, bário e
estrôncio eram similares àquelas encontradas nas águas de mar e de formação
do Mar do Norte.
O equipamento utilizado (Figura 7) para condução dos testes consiste
em quatro componentes principais: tanques de água, bombas com vazão
constante, um suporte para testemunho (core holder) e medidores de dados de
pressão. Além disso, foi utilizada uma face de resina na frente do testemunho
para garantir a mistura das águas incompatíveis somente após a sua entrada
na amostra. A face de injeção tem um padrão de sulcos facetando o
testemunho e conectado no furo central para distribuir a salmoura rica em bário
e estrôncio (Figura 8). Outros vários furos isolados desses sulcos são usados
para introduzir a salmoura rica em sulfato. As soluções incompatíveis são
distribuídas transversalmente à face frontal do testemunho e se misturam
instantaneamente quando entram no espaço poroso da rocha.
Foram utilizados registradores de pressão para fornecer a distribuição de
pressão ao longo do comprimento do testemunho. Este possuía 88 mm de
comprimento e 25,4 mm de diâmetro e as medidas de pressão eram obtidas
através de transdutores, localizados a 11, 22, 44 e 66 mm de distância da face
frontal da amostra.
23
Figura 7 – Sistema de escoamento em meio poroso, desenvolvido por Tood e Yuan, (1990).
Figura 8 - Faces do suporte de testemunhos.
(Adaptado de Tood e Yuan, 1992)
Com o intuito de analisar a morfologia dos cristais formados durante a
incrustação, foram realizados testes sob condições estáticas. Neste caso,
foram despejados 100 mL de solução rica em sulfato e 100 mL de uma solução
rica em bário e estrôncio, em um recipiente de vidro, onde foram agitadas
moderadamente. Após 24 h, as amostras foram conduzidas a um forno para
24
secagem, e então foram analisadas através do microscópio eletrônico de
varredura MEV.
Já nos testes realizados sob condições hidrodinâmicas no meio poroso,
as soluções ricas em bário e estrôncio foram estocadas separadamente
daquela rica em sulfato, nos tanques ilustrados na Figura 7. Os outros dois
tanques foram preenchidos com água destilada. Inicialmente, a água destilada
fluiu através da amostra até que a pressão se tornasse constante. Logo após,
foram injetadas a solução rica em bário e estrôncio e a solução rica em sulfato,
ambas a uma vazão de injeção de 7,5 mL/ min. Os dados de pressão foram
registrados, continuamente, através dos transdutores e armazenados em um
computador para posterior análise. Os testes terminavam quando o limite de
pressão de um dos transdutores era alcançado. Ao fim do experimento, o
testemunho incrustado, foi lavado com água destilada para remover qualquer
sal solúvel.
As mesmas vazões de injeção foram usadas para todos os testes, para
manter este parâmetro constante a fim de obter a influência dos demais fatores
tais como supersaturação e permeabilidade inicial da amostra. Após a
realização dos testes, foram utilizados os valores de pressão obtidos pelos
cinco transdutores, e então, foi calculada a permeabilidade em cada ponto,
através da equação de Darcy para fluxo linear, dada pela equação a seguir:
Q=−
k ∂P
µ ∂X
3.3
em que: Q é a vazão de injeção, K é a permeabilidade da amostra, µ é
viscosidade do fluido e
∂P
é o gradiente de pressão obtido através dos
∂X
transdutores.
Além disso, foi plotado o declínio de permeabilidade, em relação ao valor
inicial, versus tempo de injeção e foram verificados danos de permeabilidade
diferentes para as soluções que possuíam diferentes razões molales. Os
25
resultados obtidos por Tood e Yuan podem ser vistos nas Figuras 9, 10, 11, 12
e 13.
Permeabilidade (mD)
% Permeabilidade inicial
Tempo (min)
Figura 9 - Declínio de permeabilidade causado pela incrustação em uma amostra de rocha,
cuja solução salina injetada apresentava razão molal Sr/Ba igual a 1.
Permeabilidade (mD)
% Permeabilidade inicial
Tempo (min)
Figura 10 - Declínio de permeabilidade causado pela incrustação em uma amostra de rocha,
cuja solução salina injetada apresentava razão molal Sr/ Ba igual a 1000.
26
Comparando as Figuras 9 e 10 pode-se notar que há uma diferença
significativa entre o dano de permeabilidade causado por duas soluções salinas
com diferentes razões molales Sr/ Ba. Em uma das amostras (razão molal
Sr/Ba =1) o declínio de permeabilidade foi de aproximadamente 35 %,
enquanto na outra (razão molal Sr/Ba =1000) foi maior do que 90%. Além
disso, os autores verificaram que o declínio de permeabilidade é maior na fase
inicial do período de fluxo.
Com o auxílio do microscópio eletrônico de varredura (MEV), foram
realizadas análises do dano de permeabilidade em cinco seções diferentes ao
longo das amostras, e obtiveram-se os gráficos permeabilidade versus tempo
de injeção para tais pontos. Em geral, as seções frontais das amostras
apresentaram danos de permeabilidade mais significativos do que as seções
finais, devido à deposição de grande parte dos íons no momento em que há a
mistura das águas incompatíveis, diminuindo, portanto, sua concentração à
% Permeabilidade Inicial
medida que fluem para a seção final da amostra (Figura 11).
Tempo (min)
Figura 11 - Declínio de permeabilidade, distribuído ao longo de cinco seções do plug de
1
rocha, em que a solução salina injetada apresentava razão molal Sr/Ba igual a 0,1.
27
Também foram estudados os efeitos da supersaturação das amostras
no dano de permeabilidade, e os resultados estão expostos na figura 12.
Segundo Tood e Yuan(1990), o aumento da supersaturação das soluções
BaSO4 e SrSO4, provoca uma incrustação mais severa no meio poroso e
influencia na morfologia e tamanho dos cristais formados. Assim, as soluções
que apresentavam maior grau de supersaturação, provocaram maiores danos
% Permeabilidade Inicial
de permeabilidade.
Tempo (min)
Figura 12 – Efeito da supersaturação de BaSO4 SrSO4 no dano de permeabilidade
(modificado de Tood e Yuan, 1990)
Outro fator que influencia o dano de permeabilidade, causado pelas
incrustações é a permeabilidade inicial da amostra. No gráfico que relaciona a
queda de permeabilidade com o tempo de fluxo (figura 13), para dois plugs de
rocha, com diferentes permeabilidades iniciais, pode-se notar que é causado
um dano mais significativo na amostra com menor permeabilidade, pois esta
apresenta maior restrição ao fluxo.
% Permeabilidade Inicial
28
Tempo (min)
Figura 13 – Comparação do dano de permeabilidade ocorrido em rochas com diferentes
permeabilidades iniciais. (Modificado de Tood e Yuan, 1990)
Em 1992, Tood e Yuan investigaram o efeito da temperatura na
formação de incrustações. Para tal, realizaram experimentos a 70° C, nos quais
foram utilizadas, além das soluções salinas já descritas na tabela 5 , soluções
sintéticas simulando a água do Mar do Norte e águas de formação, para
simular as incrustações que ocorrem no campo.
O equipamento utilizado para a realização destes testes foi semelhante
àquele usado nos testes à temperatura ambiente. A diferença está na utilização
de um forno, no qual está inserida a amostra de rocha e que permite o
aquecimento dos fluidos injetados antes de entrarem na amostra, conforme
pode ser visto na figura 14.
Foram obtidos resultados similares em ambas as temperaturas (20° C e
70° C) em termos de nucleação e crescimento de cristais e de distribuição do
dano de permeabilidade ao longo do comprimento das amostras. No entanto,
os autores verificaram que há um efeito significativo da temperatura na
29
morfologia dos cristais, na sua orientação no espaço poroso e também na taxa
de declínio da permeabilidade inicial.
Segundo os autores, a elevadas temperaturas, os cristais são mais
perfeitos e tem um menor número de faces. Além disso, foi constatado que,
nestes testes, houve uma maior contribuição do SrSO4 para o dano de
formação, devido ao efeito da temperatura.
Figura 14 - Sistema desenvolvido por Tood e Yuan (1992) .
3.3. Sistema Desenvolvido por Allaga et al (1992)
Nesse trabalho, um estudo experimental de redução da permeabilidade
em pacotes de areia (sandpacks) causada pela geração e migração de sólidos
incrustantes, ou seja, sulfatos de bário e cálcio, foi realizado.
O arenito foi empacotado num tubo de alumínio de 22,8 cm de
comprimento e 2,54 cm de diâmetro interno. O tubo tinha 04 (quatro) válvulas
de pressão ao longo de seu comprimento para medir as quedas de pressão,
conforme pode ser visto na figura 15.
30
Figura 15 - Sistema de escoamento em meio poroso. (Adaptado de Allaga et al, 1992)
Foi
utilizado
o
arenito
Ottawa,
cujo
tamanho
dos
grãos
é
aproximadamente 0,095 mm. Além disso, para se obter amostras com
diferentes permeabilidades iniciais, foi misturado, ao pacote de areia, pó de
sílica, cujo tamanho médio dos grãos é menor do que 0,045 mm.
Foram conduzidos experimentos em que uma das soluções foi injetada
através de 03 (três) portas de injeção mostradas na figura 15. A segunda
solução foi injetada através de uma porta na entrada do tubo de alumínio.
Nesses testes, uma solução rica em íons sulfato (Na2SO4) e outra rica em íons
bário ou cálcio (BaCl2 ou CaCl2) foram injetadas simultaneamente, mas através
de entradas diferentes, no pacote de areia. Quando as partículas migraram
para a saída, algumas foram capturadas dentro dos poros, causando
decréscimo na permeabilidade. A taxa de injeção de cada solução foi de 0,2
cm3/min em todos os casos.
Foi verificado que a incrustação causada por sulfato de bário causou um
dano de permeabilidade mais severo (em alguns casos a redução de
permeabilidade foi, aproximadamente, igual de 60% da permeabilidade inicial)
do que aquela formada por sulfato de cálcio. Esta provocou reduções de
permeabilidade em torno de 10% da original (Figura16). As causas de tal
diferença não foram encontradas pelos autores.
% Variação de Permeabilidade
31
Volume poroso injetado
Figura 16 - Decréscimo de permeabilidade causado pela injeção das soluções de sulfato de
sódio/cloreto de cálcio e sulfato de sódio/ cloreto de bário em uma amostra de arenito Ottawa
contendo 10% de pó de sílica.
Através da figura 16 pode-se notar que as oscilações de permeabilidade
causadas pela incrustação de sulfato de bário são maiores do que aquelas
provocadas pela incrustação de sulfato de cálcio. Os autores comprovaram isto
através da visualização dos cristais formados, utilizando o microscópio
eletrônico de varredura, SEM. Os cristais formados a partir da precipitação de
sulfato de bário tendem a formar pontes instáveis, que devido a altos
gradientes de pressão dos fluidos, podem se romper, empurrando os sólidos
através das gargantas dos poros. Já os cristais formados pela precipitação
sulfato de cálcio possuem formas de agulha e são mais estáveis, se rompendo
com menor facilidade.
À medida que aumentava-se a quantidade de pó de sílica misturada ao
arenito, verificou-se que as oscilações de permeabilidade diminuíam, devido às
32
reduções do tamanho dos poros. Com o aumento da quantidade de pó de
sílica, houve também uma diminuição da permeabilidade inicial das amostras, e
foi verificado que ocorreu um maior dano de permeabilidade, pois a redução do
fluxo permitiu a maior precipitação dos sais.
3.4. Método Desenvolvido por Mc Elhiney et al (2001)
Mc Elhiney, et al., 2001, observaram a precipitação in situ de BaSO4
durante experimentos de escoamento em meio poroso conduzidos em um
testemunho de arenito padrão Berea, cujas dimensões eram 15,2 cm de
comprimento e 5,08 cm de diâmetro. A permeabilidade média foi de 112 md, a
porosidade 17,5% e a velocidade de injeção de 0,31 m3 /dia (velocidade de
Darcy). Além disso, os experimentos foram conduzidos à temperatura ambiente
e pressão atmosférica.
Dois testemunhos separados foram 100% saturados com água de
formação similar a encontrada em reservatórios em alto mar na África
Ocidental (240 ppm de bário e 230 ppm de estrôncio) e depois injetaram uma
água do mar sintética de baixa concentração em sulfato (dessulfatada),
contendo 36 ppm de sulfato.
O aparato experimental, utilizado neste trabalho, foi descrito como sendo
composto por uma bomba que deslocava os fluidos através do testemunho
pressurizados numa célula do tipo Hassler (com camisa de borracha ao redor
do testemunho). A face de injeção dos fluidos do testemunho possuía um disco
de metal que distribuía uniformemente o fluido injetado no testemunho. Este foi
inicialmente aquecido e seco na preparação para a instalação no suporte e em
seguida foi submetido a vácuo durante uma noite para remover todo ar nele
contido. Amostras de 2,5 mL do efluente foram tomadas automaticamente com
um amostrador automático.
Os autores mediram e compararam os perfis de concentração dos íons
sulfato, bário, estrôncio, etc. no efluente e os resultados indicaram que sulfato
33
de bário precipitou in situ durante a injeção. Eles mencionaram também que no
caso de injeção de água do mar, aproximadamente 27% do bário, que estava
na água de formação residente no testemunho, foram precipitados. No caso da
água com baixa concentração de sulfato, onde a propensão de precipitação de
bário era pequena, houve incertezas na quantificação da precipitação. Neste
caso, eles citaram que só aproximadamente 10% do bário foram precipitados.
Através da figura 17, pode-se verificar que o índice de incrustação, quando há
a mistura de água do mar não tratada ([SO4] = 2860 ppm) com água de
formação rica em bário, é aproximadamente, três vezes maior do que o índice
de incrustação causado pela mistura entre a água do mar tratada ([SO4] = 36
Índice de incrustação de BaSO4
ppm) e a mesma água de formação.
Porcentagem de RSW ou LSSW
Figura 17 - Relação entre o índice de incrustação de sulfato de bário e a quantidade de sulfato
presente na água de injeção.
3.5.
Sistema Descrito por Lopes Junior (2002)
Objetivando investigar os efeitos do fluxo em meio poroso na cinética da
precipitação de sulfato de bário, a partir da determinação de constantes
34
reacionais para diversas velocidades de fluxo, Lopes Jr. (2002) utilizou o
aparato experimental ilustrado na figura 18.
Figura 18 - Esquema do sistema de injeção para estudos de incrustação. (Lopes Jr.,2002)
O aparato experimental consistiu de 01 suporte de amostra (core holder)
com sistema de confinamento, 02 bombas de vazão constante, 02 transdutores
de pressão e coletor automático de amostras. O suporte de amostra possuía
um difusor com duas entradas independentes, para impedir a mistura das
águas incompatíveis antes da injeção, conforme pode ser verificado na figura
19.
Figura 19 - Detalhe do difusor, evidenciando as duas entradas independentes. ( Adaptado de
Lopes Jr., 2002)
Antes da montagem do suporte de amostra, foi necessária a saturação
das linhas do difusor com as soluções usadas.
35
A amostra de rocha já saturada foi inserida em camisa de borracha, que
foi, então, introduzida no suporte de amostra, até que a face de injeção da
amostra fosse conectada no difusor da face de injeção do suporte de amostra.
Este foi fechado de forma a isolar o sistema de fluxo (entrada e saída dos
difusores e amostra, todos no interior da camisa), do sistema de confinamento
(face interna do suporte de amostra e a face externa da camisa). Água
destilada foi injetada no sistema de confinamento até que a pressão desejada
(1000 psig) fosse atingida. A eficiência do isolamento entre o sistema de
confinamento e fluxo foi verificada pela manutenção da pressão de
confinamento.
Quando a eficiência do isolamento foi confirmada, a conexão de entrada
do suporte de amostra foi ligada à bomba, e a conexão de saída foi ligada ao
coletor de amostras.
Para que fosse possível a determinação da constante reacional, foi
necessária a caracterização da dispersão relativa ao fluxo em meio poroso das
amostras de rocha utilizadas. Elaborou-se uma seqüência de testes
laboratoriais com o intuito de verificar: a) difusividade inerente ao fluxo em meio
poroso; b) constante reacional, e c) validade dos dados obtidos. Os testes
foram realizados na seguinte ordem: primeiro fez-se os testes de difusão,
seguidos pelos testes de precipitação em regime transiente, e finalmente os
testes de precipitação em regime permanente.
Nos testes de difusão, preencheram o testemunho com água de
formação sintética e injetaram água do mar sintética sem ânions SO4 sob
velocidade constante. No segundo experimento injetaram a água de formação
em outra velocidade diferente do primeiro teste. E no terceiro experimento
fizeram injeções alternadas de água de formação e água do mar em diferentes
velocidades.
O objetivo desses testes foi determinar o coeficiente de difusão versus
velocidade de escoamento. Os autores mencionaram que 03 volumes porosos
foram injetados durante cada teste de difusão a fim de garantir o deslocamento
36
total e que marcadores inertes (Ba e Mg) tiveram suas concentrações medidas
na saída.
Nos testes em regime permanente, foram injetadas simultaneamente
águas de formação e do mar na mesma velocidade e depois injetaram águas
de formação e do mar com velocidades diferentes. A concentração de bário na
saída foi medida para ser feito o balanço de massa entre a quantidade que
entrou no sistema e a que ficou retida na forma de incrustação. As
concentrações na saída tendem ao valor do regime permanente durante a
injeção. Os autores mencionaram também que foram injetados 10 volumes
porosos durante cada teste a fim de garantir um escoamento em regime
permanente e condições de reação. O objetivo dos autores com a realização
desses testes foi determinar a dependência entre a taxa de reação química
constante e a velocidade.
Os testes em regime transiente consistiram no preenchimento do
testemunho de rocha com água de formação sintética, então injetaram água do
mar sintética numa determinada velocidade. Injetaram a água de formação
sintética em outra velocidade. Fizeram injeções alternativas posteriores de
águas do mar e de formação sintéticas em velocidade diferentes. Esses testes
foram feitos para verificar especificamente a dependência entre a taxa de
reação química e a velocidade como obtidos nos testes em regime
permanente.
O tratamento matemático dos testes possibilitou relacionar a constante
reacional, para vários formatos de taxa encontrados na literatura, e a
velocidade de escoamento no meio poroso, obtendo-se uma proporcionalidade
entre esses dois valores.
Esta correlação, aliada à já conhecida proporcionalidade da velocidade
com o coeficiente de difusão, propicia, na injeção simultânea de soluções
incompatíveis, a independência dos coeficientes adimensionais do modelo
matemático desenvolvido em relação à velocidade de fluxo. Assim, para uma
determinada distância percorrida nesse regime, a massa precipitada seria a
mesma, em qualquer intervalo de tempo.
37
As constantes reacionais obtidas tiveram suas validades verificadas pelo
confronto dos dados de teste de reação em regime transiente e simulação
computacional.
Os resultados obtidos por Lopes Junior (2002) devem ser aplicados em
simuladores de reservatórios, em previsão de queda de índice de produtividade
dos poços, e planejamento de novos testes laboratoriais.
3.6. Resumo do Capítulo 3
As tabelas a seguir resumem os principais parâmetros utilizados pelos
autores revisados neste capítulo.
Tabela 5 - Vazões, temperaturas e pressões de confinamento utilizados pelos autores
Autores
Vazões (mL/min)
Temperatura (°C)
Pressão (Psi)
Read e Ringen(1982)
2
70
14,7
Tood e Yuan(1990)
7,5
20
14,7
Tood e Yuan(1992)
7,5
70
14,7
Allaga et al(1992)
0,2
20
14,7
Mc Elhiney et al (2001)
0,44
20
14,7
Lopes Junior (2002)
Variando de 0,05 a 10
20
1000
Tabela 6 – Características dos testemunhos utilizados.
Diâmetro
Compriment
Permeabilidade
Porosidade
(cm)
o (cm)
Inicial (mD)
(%)
3,81
10,16
Arenito Clashach
0,254
8,8
Entre 20 e 1500
_
Arenito Clashach
0,254
8,8
Entre 20 e 1500
_
Arenito Ottawa
2,54
28,86
2500
31
Arenito Berea
5,08
15,2
112
17,5
10,29 e 12,81
20,08 e 21,16
174 e 667
3,67 e 3,78
Autores
Amostras
Read e
testemunho alumina
Ringen(1982)
sintética
Tood e
Yuan(1990)
Tood e
Yuan(1992)
Allaga et
al(1992)
Mc Elhiney et al
(2001)
Lopes Junior
2 amostras de Arenito
(2002)
Rio Bonito
Entre 2750 e
3250
34
38
CAPÍTULO 4 – COMPARAÇÃO ENTRE OS SISTEMAS
DE ESCOAMENTO EM MEIO POROSO E DISCUSSÃO
DOS RESULTADOS ENCONTRADOS NA LITERATURA
A partir da descrição dos sistemas de escoamento em meio poroso, feita
no CAPÍTULO 3, pôde-se analisar, de forma crítica os resultados obtidos pelos
autores estudados, comparando-os.
Para simular as condições de incrustação de sulfato de bário, ocorridas
no reservatório, o sistema de escoamento deve possibilitar a injeção
simultânea das duas soluções incompatíveis, de modo que sua mistura ocorra
apenas no meio poroso. Assim, este deve possuir uma face de injeção com
entradas independentes, conforme foi visto em todos os sistemas analisados
no capítulo anterior.
Entretanto, comparando os sistemas montados por Tood e Yuan (1990),
Allaga et al (1992), Mc Elhiney et al (2001) e Lopes Junior (2002), com o
adotado por Read e Ringen (1982), pode-se perceber que as faces de injeção,
utilizadas pelos primeiros, promovem melhor mistura entre as águas dentro do
testemunho, particularmente, na seção frontal. Isto ocorre, pois, neste caso, as
soluções são distribuídas transversalmente à seção frontal do testemunho, se
misturando, instantaneamente, quando entram no espaço poroso da amostra.
Já no sistema desenvolvido por Read e Ringen, as soluções são injetadas por
entradas opostas entre si, que ficam na parte lateral da amostra, obrigando as
águas incompatíveis a percorrer uma certa distância até se misturem.
A diferença entre as faces de injeção utilizadas provocou variações nos
resultados obtidos por Tood e Yuan(1990) e Read e Ringen (1982). Estes não
encontraram declínio rápido de permeabilidade, para nenhuma das amostras,
enquanto Tood e Yuan (1990) verificaram que, para as amostras que sofrem
danos severos, o declínio de permeabilidade é maior durante o período inicial
de fluxo, tendendo a diminuir ao decorrer da injeção. A explicação para a
39
diferença entre os resultados encontrados está no fato de que, quando a
mistura das soluções ocorre assim que elas entram no meio poroso, a
precipitação é rápida e a concentração da solução que flui ao longo da amostra
vai diminuindo, e, portanto, ocorrendo menor precipitação. No entanto, quando
a mistura das águas incompatíveis não acontece imediatamente, há um certo
intervalo de tempo até que a precipitação ocorra, e, portanto não é verificado
dano de permeabilidade rápido, conforme aconteceu nos experimentos
realizados por Read e Ringen (1982).
Além disso, Tood e Yuan (1992) e Allaga et al (1992) verificaram a
influência da permeabilidade inicial das amostras, quando analisaram o dano
de permeabilidade causado pela deposição dos sais. Os resultados obtidos por
ambos os autores comprovam que, quanto menor a permeabilidade inicial,
maior o dano, porque o impedimento ao fluxo favorece o fenômeno da
precipitação dos sais. Já os autores Read e Ringen (1982) e Mc Elhiney et al
não utilizaram amostras com diferentes permeabilidades iniciais e, portanto,
não avaliaram a influência de tal parâmetro.
Tood e Yuan (1992) também simularam a temperatura típica do
reservatório(70°C) e compararam com os testes realizados a temperatura
ambiente(20°C), mas os testes foram conduzidos à pressão atmosférica. Além
disso, nesse caso, tanto as concentrações de saída, que se mantiveram
constantes, quanto à permeabilidade, foram medidas durante a injeção
simultânea de águas incompatíveis. Porém não foi estudado o comportamento
da constante reacional.
A temperatura e a pressão características de reservatório não foram
consideradas por Mc Elhiney et al (2001) nem por Allaga et al (1982).Tal fato
indica
que
os
resultados
obtidos
por
tais
autores
não
refletem,
verdadeiramente, o que ocorre no meio poroso, pois segundo Tood e Yuan
(1992) o aumento de temperatura influencia a morfologia dos cristais formados
durante a incrustação, bem como o dano de permeabilidade.
Dentre os autores citados, o único que estudou o comportamento da
constante da taxa de reação foi Lopes Junior (2001), e foi verificada, em seu
40
trabalho, a dependência desta constante reacional com a velocidade de fluxo.
Nos testes laboratoriais conduzidos pelo pesquisador, foram simuladas
condições de pressão típicas de reservatório. Porém, os experimentos foram
conduzidos à temperatura ambiente.
Assim, muitos trabalhos apresentaram testes de precipitação em meio
poroso, medindo a concentração no efluente e pressões ao longo do
testemunho, mas, nenhum trabalho foi desenvolvido no sentido de utilizar estes
dados para a previsão da queda do índice de produtividade durante a injeção
de água do mar. Estes parâmetros podem ser usados para determinar o
coeficiente cinético de precipitação (Lopes Junior, 2002), que caracteriza a
velocidade com que a reação de precipitação ocorre, e o coeficiente de dano
de formação, que indica a influência da precipitação na redução da
permeabilidade. O conhecimento destes dois parâmetros é essencial para
previsão da queda do índice de produtividade, segundo o trabalho de Lopes
Junior (2002).
Os equipamentos laboratoriais, utilizados pelos autores citados e que
nortearam a montagem do sistema de escoamento em meio poroso do
Laboratório de Fluidos do LENEP/UENF foram os seguintes:
1 - Suporte de amostra de rocha – Lopes Junior (2002) usou suporte de
amostra feito com aço inox, com sistema de confinamento (simula pressão do
reservatório);
2 - Bombas de vazão constante – todos os autores citados usaram
bombas de vazão constante para injeção de fluidos no meio poroso para
garantir fluxo constante.
3- Transdutores de pressão – são utilizados para monitoramento da
pressão através do meio poroso e foram utilizados em todos as montagens
laboratoriais citadas.
4- Estufa – alguns trabalhos citados (Read e Ringen, 1982 e Tood e
Yuan,1992) utilizaram estufa para simular a temperatura do reservatório,
nesses casos o suporte de amostra foi montado dentro da estufa.
41
5- Coletor automático de amostras – esse equipamento foi utilizado por
alguns pesquisadores para fazer a amostragem dos fluidos efluentes do
testemunho nos testes de incrustação. Esse equipamento é normalmente
programado para coletar amostras em determinados períodos de tempo.
Além disso, os materiais utilizados por alguns autores também serviram
de referência para aqueles que serão utilizados nos testes experimentais
conduzidos no laboratório de fluidos do LENEP.
1– Amostras de rocha – alguns autores mencionam o uso de
testemunho padrão Berea para simular o meio poroso. Porém no trabalho de
Read e Ringen, foi usado um testemunho de alumínio, preenchido por oxido de
alumínio para o mesmo fim.
2– Soluções que simulam as águas de formação e do mar – a maioria
dos autores pesquisados, usam soluções sintéticas, preparadas a partir de sais
analíticos (com alta pureza) em concentrações similares as encontradas nos
reservatórios onde se realizam os estudos.
Portanto, baseando-se nos sistemas experimentais existentes na
literatura e mostrados neste trabalho, e adaptando-os aos parâmetros da Bacia
de Campos, foi montado o sistema de escoamento em meio poroso do
Laboratório de Fluidos do LENEP/UENF.
Os parâmetros da Bacia de Campos, relevantes para a montagem do
sistema laboratorial, serão descritos no capítulo 5.
42
CAPÍTULO 5 – SISTEMA EXPERIMENTAL PROPOSTO
PARA OS TESTES DE INCRUSTAÇÃO NO LENEP
O sistema de escoamento em meio poroso, proposto no presente
capítulo, está em fase final de montagem no Laboratório de Fluidos do LENEP/
UENF. Para a elaboração de tal sistema foram consideradas as condições dos
reservatórios da Bacia de Campos, pois, futuramente, este sistema permitirá a
obtenção dos coeficientes necessários aos modelos matemáticos, que irão
predizer o potencial de incrustação de sulfato de bário nestes campos.
5.1. Parâmetros da Bacia de Campos
Através de dados característicos dos reservatórios da Bacia de Campos,
pôde-se estimar os valores da variação de pressão (P) e temperatura (T) dos
reservatórios e determinar uma vazão de fluxo (q) para o sistema montado no
laboratório do LENEP/UENF.
A variação de temperatura para os reservatórios da Bacia de Campos
pode ser estimada através do gradiente geotérmico, que é a variação da
temperatura com a profundidade. Considerando o gradiente geotérmico (GG)
variando de 2° a 5°C a cada 100 m, a profundidade média (Pm) de um
reservatório da Bacia de Campos, aproximadamente, igual a 3000 m, e a
temperatura ambiente igual a 30° C, podemos estimar a variação de
temperatura de um reservatório como:
Temperatura mínima:
T1= Tatmosfera + GGmín*(Pm/100)
T1 =90°C a;
5.1
43
Temperatura máxima:
T2 = Tatmosfera + GGmáx*(Pm/100)
5.2
T2 =180°C.
Assim, para simular as condições de reservatório, os testes serão
conduzidos a temperaturas entre 90° C e 180°C.
Para dimensionar os transdutores de pressão do sistema proposto, foi
utilizada a Lei de Darcy. A velocidade de injeção (U) de fluidos, normalmente
usada nos poços da Bacia de Campos, varia entre 10-4 a 10-3 m/s, a
viscosidade (µ) dos fluídos injetados na Bacia de Campos está entre 0,7 a 1,2
cp e o testemunho de rocha a ser usado nos testes deve ter como dimensões o
diâmetro (D) igual a 0,04 m, o comprimento (L) entre 0,05 e 0,30 m, e a
permeabilidade (k) entre 300 e 1000 mD.
v=
K ∂P
µ ∂X
5.3
Para Kmáx = 1000 mD , µmín = 0,7 cp , Lmín = 0,05m e Umín = 10-4 m/s, encontrase:
∆Pmín = 3500 Pa = 0,035Bar = 0,51psi
Assim, o valor mínimo de leitura do transdutor, ou seja, o diferencial de pressão
com a atmosfera será de:
Pmín = ∆Pmín + 14,7 psi (atmosfera)
Pmín = 15,21 psi
Novamente pela Lei de Darcy (equação 5.3), temos:
Para Kmín = 10 mD , µmín = 1,2 cp , Lmáx = 0,30m e U máx = 10-3 m/s, encontra-se:
∆Pmáx = 36000000 Pa = 360 Bar = 5221psi
44
Assim, o valor máximo de leitura do transdutor, ou seja, o diferencial de
pressão com a atmosfera será de:
Pmáx = ∆Pmáx + 14,7psi (atmosfera)
Pmáx = 188,7psi
Com isso, determina-se a taxa de sensibilidade do transdutor que deve,
portanto, estar entre 15,21psi e 188,7psi. No mercado, as membranas
utilizadas nos transdutores diferenciais têm leituras padrão de pressão que
incluem 12,5psi; 125psi; 200 psi; 500psi, etc. Sendo assim, as membranas
adquiridas para o Laboratório de Fluidos do LENEP, foram de 12,5psi e 200psi.
Para determinar as vazões dos testes que serão realizados, e, portanto
dimensionar as bombas que foram adquiridas, foi utilizada a seguinte relação:
q=
UπD 4
4
5.4
Onde U é a velocidade de injeção do fluido e D é o diâmetro da amostra de
rocha utilizada.
Utilizando novamente a velocidade de injeção dos reservatórios da Bacia
de Campos, ou seja, U variando de 10-4 a 10-3 e considerando que a amostra a
ser utilizada nos testes terá diâmetro igual a 4 cm, obteve-se a seguinte
variação para a taxa de injeção:
q = 1,26 10-7m3/s =7,56 mL/min
q = 1,26 10-6 m3/s =75,6 mL/min
Portanto, as bombas de vazão constante adquiridas fornecem vazões na
faixa entre 7,56 mL/min e 75,6 mL/min.
45
5.2. Componentes do Sistema Experimental Montado no
LENEP/UENF
Com base nos esquemas citados no capítulo anterior, Read & Ringen
(1982), Todd & Yuan (1992), Allaga et al (1992), Mc Elhiney (2001) e Lopes
Junior, R. P., (2002), o seguinte sistema foi montado no Laboratório de Fluidos
do LENEP/UENF (Figura 20).
Figura 20 - Esquema do sistema laboratorial montado no LENEP (fonte: tese
de Filipe Augusto Torres, LENEP- UENF, 2006)
O sistema experimental montado no LENEP consiste dos seguintes
equipamentos:
•
02 reservatórios Erlenmeyer de 2000 mL;
•
02 bombas de deslocamento positivo da marca Jasco modelo PU-2080i
em Peek;
•
Válvulas e conexões da marca Detroit;
•
Linhas de fluxo em Peek;
•
03 Transdutores de pressão da marca Validyne modelo DP15 e DP55
com membranas de 12,5; 50; 100; 500 psi;
46
•
01 Bomba de vácuo da marca Deltech modelo V-1000 serial;
•
01 Célula de confinamento produzida pela LabConte de acordo com
especificações dos experimentos;
•
01 Estufa da marca Nova Ética modelo LBC 400-5nde, com
•
adaptações para abrigar a célula de confinamento em seu interior;
•
01 Coletor de amostras da marca Isco modelo Foxy Jr.
•
01 Placa de aquisição de dados da National Instruments modelo: NIPCI6070E (PCI-MIO-16E-1);
•
01 PC com impressora de rede compartilhada. (Figura 17);
•
01 Software da National Instruments — Labview 7.0;
5.3. Descrição da Metodologia dos Testes que Serão
Realizados no Sistema de Escoamento em Meio Poroso
Proposto
Tendo como base a metodologia desenvolvida por (Lopes Junior,2002),
o teste laboratorial para a incrustação de sulfato de bário, no Laboratório de
Fluidos do LENEP/UENF, deve ser realizado pela injeção simultânea de água
do mar e água de formação no testemunho, com medidas de concentração de
bário na saída do testemunho e pela diferença de pressão na entrada e saída.
A seguir serão descritas, detalhadamente, as etapas necessárias à realização
dos experimentos.
5.3.1. Preparação dos Fluidos Injetados
O primeiro passo para a realização dos testes é a preparação dos fluidos
que serão injetados. As composições dos fluidos sintéticos devem ser
semelhantes às composições das águas de formação e de mar, características
do campo estudado.
47
Inicialmente, os sais devem ser pesados em bechers e solubilizados,
separadamente, com o auxílio da placa de agitação e bastão magnético. Após
isso, as soluções devem ser avolumadas em balão volumétrico, sendo
necessário adicionar primeiramente os íons monovalentes e posteriormente os
demais, a fim de evitar precipitação.
Utilizando soluções diluídas de HCl (10%) ou NaOH(0,1N), devem ser
ajustados o pH das soluções. Além disso, a solução deve ser filtrada em filtros
com poros de 0,45 µm, a cada utilização.
5.3.2. Saturação da Amostra com Água
Antes da saturação da amostra de rocha ou do testemunho padrão com
água, deve ser determinada a densidade e a viscosidade da água, à
temperatura ambiente do laboratório.
No início dos testes, cada plugue (substituir por testemunho) deve ser
pesado e posteriormente saturado a vácuo com água. Após a saturação, a
amostra é pesada novamente. A diferença entre as duas pesagens, dividida
pela densidade da solução resulta na quantidade de solução absorvida pelo
plugue. A divisão desse valor pelo volume poroso obtido para a amostra deve
ser no mínimo 0,95. Esse quociente é denominado ISp (equação 5.5). Caso o
ISp seja menor que 0,95 o procedimento de saturação da amostra é repetido,
até que esse valor mínimo de ISp seja atingido. O maior valor de ISp permitido é
de 1,1.
ISp =
Wsat − W sec o
Vp ρ água
5.5
Ao obter um ISp satisfatório, o testemunho estará preparado para a
montagem do equipamento. O volume poroso obtido pelo processo de
saturação é o valor utilizado como volume poroso da amostra (VP).
48
5.3.3. Saturação das Linhas do Difusor da Face de Injeção
Antes da montagem do suporte para amostra, é necessária a saturação
das linhas do difusor da face de injeção com as soluções a serem usadas.
Deve- se proceder da seguinte maneira: as soluções devem ser bombeadas
para as linhas de entrada do difusor da face de injeção. Após o preenchimento
das linhas pelas soluções, as bombas devem ser desligadas, as válvulas de
cada linha fechadas e a face de injeção do difusor limpa, para que se possa
proceder a montagem do “core holder”.
5.3.4. Montagem do suporte de amostras
A montagem do “core holder” deve ser feita da seguinte forma: a
amostra de rocha já saturada deve ser inserida em camisa de borracha. Esta
camisa de borracha é, então, introduzida no “core holder”, até que a face de
injeção da amostra seja conectada no difusor. A partir daí, coloca-se o difusor
da face de saída no interior da camisa fazendo com que as faces da rocha e do
difusor entrem em contato. O core holder deve ser fechado de forma a isolar o
sistema de fluxo (entrada e saída dos difusores e amostra, todos no interior da
camisa), do sistema de confinamento (face interna do core holder e a face
externa da camisa). Água destilada deve ser injetada no sistema de
confinamento até que a pressão desejada tenha sido atingida. A eficiência do
isolamento entre o sistema de confinamento e fluxo deve ser verificada pela
manutenção da pressão de confinamento.
Caso a pressão de confinamento tenha se mantido estável, as conexões
de entrada e saída do core holder devem ser ligadas às bombas e coletor,
respectivamente, e os testes devem ser iniciados.
5.3.5. Realização de Testes de Difusão
Após o procedimento de montagem do “core holder”, deve-se iniciar a
injeção da solução que representa a água de formação, por pelo menos dois
49
volumes porosos, e esta água será, posteriormente, deslocada pela solução
que representa a água do mar.
Deve-se coletar um pequeno volume do efluente de água de formação
para posterior análise. Após a injeção, a bomba referente à solução injetada
deve ser desligada e as válvulas de entrada desta linha e de aquisição de
pressão fechadas.
Imediatamente, as válvulas da linha da solução representativa da água do mar
devem ser abertas, seguidas do início do funcionamento da bomba
responsável pelo seu deslocamento, e do início da coleta automática das
amostras na saída do testemunho, durante dois volumes porosos injetados.
Após a realização deste teste, deve ser realizada a desmontagem do “core
holder” para saturação das linhas de entrada com a solução de injeção que
será utilizada no próximo teste.
5.3.6. Realização dos Testes de Precipitação Transiente
Estes testes são realizados de maneira semelhantes ao testes difusivos.
Porém neste caso, as soluções utilizadas serão completamente incompatíveis.
Durante a etapa de saturação das linhas de injeção deve-se ter o maior
cuidado para que não haja a mistura das águas e incompatíveis e, portanto, a
precipitação de sulfato de bário. A seqüência deve ser repetida inúmeras vezes
até a realização dos testes de precipitação.
5.3.7. Realização dos Testes em Regime Permanente
Ao contrário dos testes de difusão, nestes testes as duas linhas de
injeção e aquisição de pressão devem estar abertas continuamente durante a
injeção.
50
Após a montagem do “core holder”, tomando-se os mesmos cuidados
citados no teste de precipitação transiente, deve-se injetar dois volume porosos
da água que simula a água de formação, coletando-se uma amostra do
efluente ao final desse intervalo.
As válvulas referentes à injeção da água rica em sulfato devem ser
abertas, sua bomba desligada e as vazões das duas soluções ajustadas para
que sejam idênticas. Tem-se, portanto, a injeção simultânea de águas
quimicamente incompatíveis que entram em contato apenas no meio poroso.
Devem ser coletadas automaticamente amostras do efluente ao longo
da injeção total de pelo menos seis volumes porosos. Ao final deste intervalo,
as vazões devem ser alteradas simultaneamente, mantendo-se os valores das
duas bombas sempre iguais, garantindo a proporção de 1:1 entre as duas
águas injetadas.
5.4. Cálculo da constante da cinética de reação química (K)
e do coeficiente de dano de formação ( β ) para
incrustação dos sulfatos a partir de teste laboratorial de
fluxo simultâneo dos águas de formação e do mar
Seguindo os trabalhos de Bedrikovetsky, et al., 2002, e Bedrikovetsky, et
al., 2003, será apresentado o método para determinação de constante cinética
de reação química (K) e do coeficiente de dano à formação (β), a partir da
concentração de íons de bário na saída de testemunho e da variação da
pressão no testemunho, que são parâmetros medidos durante o teste
laboratorial com fluxo simultâneo das águas de formação e do mar.
As fórmulas para os perfis das concentrações de íons de bário e de
sulfato são:
51
 (1 − α )e − ε (1−α ) X 
C(X ) = 
−ε h (1−α ) X 

 1 − αe
5.6
 (1 − α )e −ε h (1−α ) X 
Y(X ) = α 
+1−α
−ε h (1−α ) X 
 1 − αe

5.7
onde α é razão das concentrações de bário e de sulfato na entrada de
testemunho:
α=
0
C Ba
0
C SO
4
5.8
A concentração de bário na saída é constante:
 (1 − α )e −ε (1−α ) 
C (1) = 
−ε (1−α ) 
 1 − αe h

5.9
onde ε k é numero cinético adimensional:
0
ε K = λLC SO
4
5.10
Isso permite determinar o numero cinético ε k a partir da concentração
C(X=1) na saída do testemunho resolvendo a equação para C(1) com ε k como
incógnita:
εK =
1
C (1)α + (1 − α )
ln
1−α
C (1)
5.11
Se os coeficientes de filtração e de dano de formação são constantes, e
a vazão é constante também, a razão entre a queda de pressão no final e no
início da injeção cresce linearmente com tempo:
∆P(t )
Ut
= 1+ m
∆P(t = 0)
φL
onde a inclinação (m) é determinada pelo formula:
5.12
52
m = βλLC
0
SO4
C
0
Ba
0
λLC SO
4
M BaSO 4 
α
(
1
−
)
e
1

+
0
0
0
αλ
LC SO
λ
LC
0
4
ρ BaSO 4  (αe
αλLC SO
− e SO4 αλLC SO
4
4





5.13
onde M e ρ são o peso molecular e densidade de deposito, respectivamente.
Isso permite calcular o coeficiente de dano à formação β a partir do
crescimento da queda de pressão:
∆ P (t )
−1
∆ P (t = 0 )
β=
0
0
C Ba
λ LC SO
4
λ LC 0
M BaSO 4 
(1 − α )e SO4
1

+
0
0
0
0
αλ LC SO
ρ BaSO 4  (α eαλ LC SO4 − e λLC SO4 αλ LC SO
4
4

 Ut

 φL

5.14
Assim, as fórmulas explicitas para determinação da concentração de
bário em solução e da distribuição de pressão durante a injeção de águas no
testemunho, permite determinar a constante cinética da reação química de
precipitação de íons de bário e sulfato, a partir da concentração de bário na
saída do testemunho e, o coeficiente de dano de formação, a partir da queda
de injetividade no testemunho;
53
CAPÍTULO 6 - CONCLUSÕES
Um sistema laboratorial de escoamento em meio poroso, que permite o
estudo do dano à formação causado por incrustações de sulfato de bário, foi
dimensionado para os parâmetros característicos da Bacia de Campos e está
em fase final de montagem no Laboratório de Fluidos do LENEP/UENF.
Diversos autores estudaram a problemática da incrustação de sulfato de
bário, utilizando a modelagem termodinâmica que não é aplicável quando se
deseja prever o potencial de incrustação em poços produtores. No entanto, os
sistemas laboratoriais desenvolvidos por estes autores serviram como
referência para o sistema montado no LENEP/UENF, além de proporcionar um
melhor entendimento acerca do fenômeno da incrustação no meio poroso, bem
como dos parâmetros que influenciam na formação das incrustações.
Na prática, deseja-se prever o dano que será causado nas regiões
próximas ao poço produtor, em decorrência da injeção de água do mar em um
determinado campo. Nesses casos, é necessário fazer uma modelagem
cinética, que fornecerá parâmetros como o coeficiente da taxa de reação e o
dano de formação, que são os coeficientes mais importantes na previsão do
dano de produtividade causado por incrustações.
Há diversos modelos matemáticos que previnem a queda de
produtividade, decorrente de incrustações de sulfato de bário. No entanto, para
o desenvolvimento destes modelos são necessários desenvolvimentos de
testes laboratoriais, para a obtenção dos parâmetros necessários à previsão do
dano de produtividade. Estes modelos laboratoriais são escassos, na literatura,
fato que justifica a montagem de um sistema como o do Laboratório de Fluidos
do LENEP/UENF.
54
A falta de informação sobre coeficientes de modelos de perda de
produtividade, causada pela ausência de estudos sistemáticos laboratoriais,
provoca desconfiança na previsão do comportamento de reservatórios,
conforme mencionado na literatura mundial sobre o assunto. No entanto, os
coeficientes obtidos pelo tratamento matemático dos testes que serão,
futuramente, realizados no LENEP/UENF servirão para diminuição da incerteza
em simulação de reservatórios.
55
REFERÊNCIAS
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Precipitation and Migration inside Sandpacks, SPE, 1992.
Araque-Martinez, A., Lake, L. W., 1999. A Simplified Approach to
Geochemical Modelling and its Effect on Well Impairment, SPE 56678, 1999.
Bedrikovetsky, P., Tran, T. K., Van den Broek, Marchesin, D., Rezende, E.
R.,Shecaira, F., Souza, A L. S., Treatment of laboratory data on deep bed
filtration, SPE, 2002.
Bedrikovetsky, P., van den Broek, W.M.G.T., Tran, T.K., Marchesin, D.
Rezende, E. , A. Siqueira, Serra, A. L., Shecaira, F., Damage
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