Navegando por Autor "Silva, Normann Paulo Dantas da"
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TCC Estudo da acidificação de rochas carbonáticas utilizando ácidos orgânicos, inorgânicos e blends ácidos(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2025-05-13) Silva, Normann Paulo Dantas da; Rodrigues, Marcos Allyson Felipe; 0009-0004-8237-2648Em algumas fases do ciclo de um poço petrolífero, como perfuração, completação e produção/injeção, existe a possibilidade da ocorrência de danos à formação. Esses danos são tamponamentos dos poros da rocha, que reduzem a sua permeabilidade e diminuem a produção de hidrocarbonetos. Para aumentar a permeabilidade da zona produtora de rochas carbonáticas, no entorno do poço, pode-se aplicar a técnica de acidificação de matriz, que se trata de um método de estimulação de baixo custo, e de alto rendimento. Para este tipo de operação, utiliza-se, comumente, o ácido clorídrico ou ácidos orgânicos, como acético ou fórmico. O ácido reage com a rocha para que se formem wormholes, que são caminhos responsáveis pela conexão do reservatório com o poço, ampliando a produção de petróleo. Individualmente, esses ácidos apresentam pontos negativos, pois o ácido clorídrico, por exemplo, reage muito rápido com o carbonato e acaba dissolvendo a face, enquanto os ácidos acético e fórmico reagem lentamente, dificultando a formação de wormholes e a própria produção. Este trabalho investiga a utilização de formulações ácidas compostas por ácido acético, ácido fórmico e ácido clorídrico para otimização de processos de acidificação em reservatórios carbonáticos, com foco na eficiência de dissolução e controle de danos à formação. Os resultados do planejamento experimental indicam que a velocidade de reação (ν) das pastilhas de carbonato de cálcio em diferentes concentrações de ácidos variou de 0,02 a 10,50 g/s, sendo a composição com 15 mL de ácido acético, 15 mL de ácido fórmico e 5 mL de HCl a mais eficiente, com uma velocidade de 4,38 g/s. Em testes de fluxo reativo no meio poroso, observou-se que, para taxas de injeção de 2, 4 e 8 mL/min, os blends apresentaram valores de Pore Volume to Breakthrough (PVbt) superiores aos do HCl 15%, exigindo maior volume de fluido para atingir o breakthrough. No entanto, para a taxa de 10 mL/min, o PVbt do HCl 15% foi superior aos dos blends, evidenciando uma dissolução mais rápida e menos controlada, resultando em canais diretos e estreitos.