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Um dos desafios na acidificação de poços em formações carbonáticas é o controle da reação de dissolução do carbonato de cálcio. Devido a elevada taxa de reação entre o ácido clorídrico (HCl) e a formação, o HCl é todo consumido na região da formação próxima ao poço de maneira que as zonas mais profundas não são alcançadas e as regiões de dano podem não ser ultrapassadas. Diversos sistemas foram desenvolvidos para retardar a reação de dissolução, incluindo a utilização de ácidos orgânicos, sistemas viscosos e emulsionados. Contudo, poucos estudos reportam a utilização de sistemas microemulsionados como sistemas retardados. Neste trabalho foram estudados sistemas microemulsionados ácidos do tipo óleo em água para aplicação em acidificação de carbonatos e limpeza de poço. O trabalho foi dividido em duas etapas principais, sendo elas: a obtenção e caracterização dos sistemas; e a avaliação da eficiência realizando experimentos de injeção em plugues de rocha carbonática. Para formulação dos sistemas microemulsionados, dois ácidos foram utilizados: o ácido clorídrico (HCl); e o ácido etilenodiamino tetra-acético (EDTA). O tensoativo utilizado foi o ALK L90 (não iônico), o sec-butanol como co-tensoativo e o xileno como componente orgânico. Foram obtidos sistemas microemulsionados ácidos com HCl e com EDTA. Os resultados mostraram que a adição de ácidos em determinadas condições promove a transição de fases dos sistemas de microemulsão. Os ensaios de injeção mostraram que os sistemas microemulsionados ácidos propostos foram eficientes em estimular os plugues de formação carbonática, alcançando incrementos na permeabilidade entre 10-30%, sem apresentar dissolução na face e formando wormholes. One of the challenges in acidification of wells in carbonate formations is controlling the dissolution reaction of calcium carbonate. Due to the high rate of reaction between hydrochloric acid (HCl) and the rock formation, the HCl is all consumed close to the wellbore region. In this way, the deeper areas are not reached and the damage regions may not be exceeded. Several systems have been developed to retard the dissolution reaction, including the use of organic acids, viscous emulsion systems, and the use of chelating agents. However, few studies have reported the use of microemulsion systems as retarded acid systems. In this work, oil in water acid microemulsions are studied for use in carbonate acidizing. The work was divided into two main stages. The first stage was the obtaining and the characterizing of the systems and the second one was the efficiency evaluation by performing injection experiments in carbonate cores. Two microemulsion systems were obtained, one using the hydrochloric acid (HCl) and the second using the ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA), a chelating agent. The surfactant used was the ALK-L90 (non-ionic), sec-butanol was used as a co-surfactant, and xylene as the organic component. The results showed that the addition of the HCl or chelating agent promotes the transition of the phase of microemulsion system. Wettability studies showed that the microemulsion systems obtained have a greater power of interaction with the carbonate than the aqueous solutions and also the microemulsion systems without addition of HCl or EDTA. The coreflood experiments showed that the microemulsion systems obtained were effective in stimulating the carbonate cores, achieving increases in permeability up to 86% without showing core face dissolution. The HCl and EDTA corrosiveness in microemulsion media was 80% less than in the aqueous solution. The microemulsion systems obtained can be a promising candidate to use as alternative fluids to carbonate stimulation.

Stimulation operations have with main objective restore or improve the productivity or injectivity rate in wells. Acidizing is one of the most important operations of well stimulation, consist in inject acid solutions in the formation under fracture formation pressure. Acidizing have like main purpose remove near wellbore damage, caused by drilling or workover operations, can be use in sandstones and in carbonate formations. A critical step in acidizing operation is the control of acid-formation reaction. The high kinetic rate of this reaction, promotes the consumed of the acid in region near well, causing that the acid treatment not achive the desired distance. In this way, the damage zone can not be bypassed. The main objective of this work was obtain stable systems resistant to the different conditions found in field application, evaluate the kinetic of calcite dissolution in microemulsion systems and simulate the injection of this systems by performing experiments in plugs. The systems were obtained from two non ionic surfactants, Unitol L90 and Renex 110, with sec-butanol and n-butanol like cosurfactants. The oily component of the microemlsion was xilene and kerosene. The acqueous component was a solution of HCl 15-26,1%. The results shown that the microemulsion systems obtained were stable to temperature until 100ºC, high calcium concentrations, salinity until 35000 ppm and HCl concentrations until 25%. The time for calcite dissolution in microemulsion media was 14 times slower than in aqueous HCl 15%. The simulation in plugs showed that microemulsion systems promote a distributed flux and promoted longer channels. The permeability enhancement was between 177 - 890%. The results showed that the microemulsion systems obtained have potential to be applied in matrix acidizing As operações de estimulação são operações realizadas com a finalidade de restaurar ou melhorar o índice de produção ou injeção dos poços. Dentre as operações de estimulação, destaca-se a operação de acidificação, que consiste na injeção de soluções ácidas na formação, com pressão abaixo da pressão de fratura da formação. A acidificação tem como principal objetivo remover danos causados nas etapas de perfuração e/ou workover, podendo ser realizada tanto em arenitos quanto em carbonatos. Um dos pontos mais críticos da operação de acidificação é o controle da reação ácido-rocha, pois a elevada velocidade da reação faz com que o ácido seja todo consumido na região próxima ao poço, fazendo com que o tratamento ácido não atinja a distância desejada. Dessa maneira, as regiões com dano podem não ser ultrapassadas. Este trabalho teve como objetivo obter sistemas microemulsionados estáveis às diferentes condições encontradas no campo de aplicação, avaliar a cinética de dissolução da calcita nesses sistemas, bem como, simular a injeção desses sistemas realizando ensaios em plugues. Utilizaram-se sistemas microemulsionados obtidos a partir dos tensoativos Renex 110, Unitol L90 e o OMS (óleo de mamona saponificado). Foram utilizandos o sec-butanol e o n-butanol como cotensoativos. Como componentes orgânicos foram utilizados o xileno e o querosene e como componente aquoso foram utilizadas soluções de HCl variando-se a concentração de 15-26,1%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados foram estáveis à temperaturas de até 100ºC, à concentrações elevadas de cálcio, à salinidade de até 35000 ppm e a concentrações de HCl de até 25%. A cinética de dissolução da calcita, ao utilizar os sistemas microemulsionados ácidos, foi até 14 vezes mais lenta quando comparada com a solução de HCl 15%. Os resultados da injeção dos sistemas ácidos mostraram que as microemulsões favorecem um fluxo mais distribuído com relação ao HCl 15%, bem como, formam canais mais longos, promovendo incrementos na permeabilidade dos plugues de 177 - 890%. Os resultados mostraram que os sistemas microemulsionados possuem potencial para aplicação em operações de acidificação de poços

A necessidade de tornar poços de petróleo cada vez mais eficientes, especialmente em ambientes de alto custo de produção, leva ao contínuo desenvolvimento de novas tecnologias. Em dezembro de 2019, cerca de 67% da produção de petróleo do Brasil era advinda de poços em rochas carbonáticas do Pré-Sal. A acidificação da matriz é uma técnica de estimulação frequentemente empregada em carbonatos para aumentar a produção, através da formação de canais de alta condutividade ao redor do poço, wormholes. Diversas características interferem no processo de acidificação, como a anisotropia, heterogeneidade, saturação de óleo, e velocidade da reação efetiva entre o fluido de tratamento e a rocha, tornando sua aplicação complexa. Os sistemas microemulsionados, constituídos por estruturas auto-associativas termodinamicamente estáveis e com baixa tensão superficial, são capazes controlar a taxa de transferência de massa e, portanto, interferir em processos reativos. Esses tipos de sistemas já foram abordados em alguns estudos, entretanto é um campo ainda pouco explorado. Esse trabalho visa desenvolver sistemas microemulsionados ácidos do tipo óleo em água e testar suas aplicações na acidificação da matriz em carbonato. Os sistemas de tratamento utilizaram como tensoativo o ALKONAT-L100, cotensoativo o n-butanol, fase apolar o xileno e fase polar soluções aquosas de HCl 1,54 %(m/m), 8,27 %(m/m) e 15 %(m/m). Os sistemas de tratamento microemulsionados foram caracterizados quanto a turbidez, pH, diâmetro de gotícula, condutividade, tensão superficial e estabilidade térmica. Foram testadas diferentes rochas carbonáticas, e escolheu-se o carbonato Indiana, uma rocha padrão em estudos de acidificação, para representar os reservatórios carbonáticos nesse estudo. As rochas carbonáticas foram caracterizadas quanto a composição, porosidade, permeabilidade e reatividade em ácido. Para avaliar a interação dos fluidos de tratamento com carbonato Indiana foram realizados estudos, tais como, influência da concentração de HCl e do tipo de sistemas de tratamento no comportamento da molhabilidade e reatividade superficial. Estudou-se, através de análise estatística, a influência da concentração de ácido, temperatura e tempo de reação na velocidade de reação em diferentes condições. Para estudar a viabilidade técnica da utilização dos sistemas microemulsionados, foram realizados ensaios para produção de curvas de Pore Volume to Breakthrough (PVBT) e posterior análise da morfologia dos padrões de dissolução por Micro-CT e RMN. Os resultados mostraram que mesmo para altas concentrações de HCl foram formados sistemas microemulsionados, ricos em água e pobres em matéria ativa, termicamente resistentes (acima de 100 oC). Os sistemas de tratamento contendo tensoativos, em especial os microemulsionados, causaram um expressivo aumento da molhabilidade da rocha á água e redução na reatividade superficial, em relação às soluções ácidas sem tensoativo. A velocidade de reação dos sistemas que não continham tensoativos são basicamente limitados pela concentração de HCl, independe da saturação, ao passo que para sistemas contendo tensoativos, o fator tempo também é significante. Os resultados de Micro-CT e RMN mostraram morfologias de wormholes efetivos quando foram utilizados sistemas microemulsionados. Dessa forma, os resultados obtidos demonstram que os sistemas microemulsionados possuem eficiência e boas perspectivas de aplicação no retardo da reação ácido-rocha na estimulação ácida de matriz carbonática. The necessity to make oil wells increasingly efficient, especially in conditions with high production costs, leads to continuous technological development in his area of knowledge. In December 2019, about 67% of Brazil's oil production came from wells in Pre-Salt carbonate rocks reservoirs. Matrix Acidification is a stimulation technique widely used in carbonates to increase its production as a result of the formation of high conductivity channels around the well, called wormholes. Several characteristics interfere in acidizing process as anisotropy, heterogeneity, oil saturation, and effective rock-acid reaction speed, making it complex technique. Microemulsion systems, formed by thermodynamically stable auto-associative structures that present low surface tension, can control mass and therefore interfere in reactive processes. These systems have already been subject of studies. However, this a field of study is still little explored. This work aims to develop acid oil in water microemulsion systems and test their applications in standard carbonate rock. These systems used ALKONAT-L100 as a surfactant, n-butanol as a co-surfactant, xylene as a nonpolar phase and HCl solutions as a polar phase (1.54 w/w%, 8.27 w/w%, and 15 w/w%). The acid microemulsion systems were characterized in ter terms of turbity, pH, drop size, conductivity, surface tension and thermal stability. Different carbonate rocks were tested, and Indiana carbonate, a standard rock in acidification studies, was chosen to represent the carbonate reservoirs in this study. The core samples were characterized in terms of composition, porosity, permeability, and reactivity in acid. In order of evaluate the interaction between the treatment fluids and Indiana carbonate, studies were carried out, such as the influence of the HCl concentration and the type of treatment systems on wettability and surface reactivity behavior. Experimental designs were carried out in different conditions to verify the influence of HCl concentration, temperature, and reaction time on the reaction speed. To study the technical feasibility of using microemulsified systems, tests were performed to produce Pore Volume to Breakthrough (PVBT) curves followed by subsequent dissolution patterns analyses by high resolution microtomography (Micro-CT) and NMR. The results showed that even at high HCl concentrations, microemulsion systems were formed close to the polar phase apex, and they were thermally resistant (at least 100 OC). The treatment systems containing surfactants, especially the microemulsified ones, caused a significant increase on the rock surface wettability to water and reduced the surface reactivity, compared with the ones with no surfactant. The speed of acid-rock of treatment systems that did not contain surfactants is basically limited by the concentration of HCl, regardless of saturation, whereas for systems containing surfactants, the time factor is also significant. The Micro-CT and NMR results showed effective wormholes morphologies when microemulsified systems were used. In this way, the results obtained demonstrate that microemulsified systems have efficiency and good prospects for application in retard acid-rock reaction in the acid stimulation in carbonates rocks.

A produção de petróleo tem um papel importante para a economia e para o desenvolvimento da sociedade. Entretanto, durante a exploração de petróleo, desde a perfuração até a produção, são gerados resíduos que precisam ser minimizados. Resíduos tóxicos são produzidos e não podem ser despejados arbitrariamente no meio ambiente. A busca pelo tratamento e reúso adequado para resíduos como fluidos de perfuração e água produzida impedem severos prejuízos. Na indústria petrolífera o fluido de perfuração é fundamental para uma perfuração adequada, onde se tem as pressões necessárias e a limpeza de poço desejada. Porém, os elevados volumes de fluidos após essa etapa de perfuração se tornam resíduos, assim como a água produzida na fase de exploração é um resíduo de elevado volume. Diminuir o passivo ambiental gerado na fabricação dos fluidos de perfuração, com a reutilização de água produzida na formulação dos fluidos base não aquosa contendo olefina sintética, mostra que a indústria de petróleo pode se reinventar e trabalhar para absorver seus próprios resíduos. Com isso, evita-se o consumo de água limpa nas novas formulações e reduz o volume final de resíduo, considerando as diferentes etapas até a produção de petróleo. O objetivo desse trabalho foi formular fluidos de perfuração utilizando água produzida e estudar as suas propriedades. Assim, fluidos de perfuração não aquosos foram formulados e testados nesse trabalho, contendo entre 20-40% de água produzida sem tratamento. A fase aquosa destes fluidos é normalmente constituída por uma salmoura, devido ao potencial de inibição exigido. O mesmo critério de inibição foi aplicado para a água produzida (AP), onde o inchamento da argila foi analisado, através de testes realizados no Linear Swell Meter, e comparado às salmouras aplicadas para fluidos não aquosos. A (AP) simulou um resíduo com óleo emulsionado, ou seja, apresentando um elevado grau de dificuldade em relação ao seu tratamento, água produzida real também foi aplicada. Através do planejamento experimental fatorial 33 pôde-se verificar a influência do resíduo, e de aditivos como emulsificante e viscosificante nos parâmetros reológicos e estabilidade elétrica das emulsões. Um reômetro foi utilizado afim de se obter resultados de maior precisão em relação a reologia. Utilizou-se um potenciostato para análises de corrosão tanto nas águas produzidas como nos fluidos. Comparações entre os fluidos já usados atualmente e os preparados com as diferentes AP foram realizadas. Os testes demonstraram que embora corrosiva a água produzida, não afeta o potencial de corrosão dos fluidos de perfuração, pois o resíduo encontra-se emulsionado não sendo a fase molhável ou externa do fluido. Sabendo que o fluido de perfuração deve atender às necessidades da operação de perfuração, desenvolvendo suas funções de forma satisfatória em relação aos parâmetros reológicos como limite de escoamento, viscosidade plástica e géis. Um software comercial foi aplicado para simular a eficiência de limpeza de um poço com características offshore, em relação a sua geometria. De acordo com a simulação do direcional, a última fase corresponde ao poço aberto e tem início já no trecho horizontal de 90°. Os fluidos contendo a água produzida na formulação revelaram corrosão semelhante e desempenho equivalente aos atualmente aplicados. Para todas as vazões estudadas, a simulação apresentou limpeza satisfatória para os seguintes critérios: altura relativa dos cascalhos abaixo de 15% e concentração de sólidos abaixo de 6%. Diante dos resultados o poço foi considerado limpo e com padrão de limpeza heterogênea, tornando possível a obtenção e utilização do fluido com AP, constituindo-se assim em uma alternativa promissora na área de fluidos. Oil production plays an important role for the economy and society development. However, the waste generated from the production to exploration need to be minimized, once that toxic waste is produced and cannot be disposed into the environment. The search for treatment and adequate reuse for waste such as drilling fluids and produced water prevent severe damage. In the oil industry, drilling fluid is critical for a good drilling, due to the required pressures and need to clean the well. However, the high volumes of fluids after this drilling stage become waste, just as the water produced in the production phase is a high volume residue. Reducing the environmental liabilities generated in the production of drilling fluids, with the reuse of water produced in the formulation of non-aqueous base fluids containing synthetic olefin, an example that the oil industry can reinvent itself and work to absorb their own waste. Thus, clean water consumption in the new formulations is avoided and reduces the final volume of waste, considering the different stages until oil production. The objective of this work was to formulate drilling fluids using produced water and study its properties. Thus, non-aqueous drilling fluids were formulated and tested in this study, containing between 20- 40% of water produced without treatment. The aqueous phase of these fluids is usually constituted by a brine, due to the required inhibition potential. The same inhibition criterion was applied to the produced water (PW), being the clay swelling analyzed in a Linear Swell Meter, and compared the brines applied to non-aqueous fluids. The PW simulated a residue containing emulsified oil, thus, presenting a high degree of difficulty for its treatment. Through factorial experimental planning 33 it was possible to verify the influence of the residue, and additives such as emulsifier and viscosifying on the rheological parameters and electrical stability. A rheometer was used to obtain rheological data of great quality and a potentiostate was used for corrosion analyses of the produced water and fluids. Comparisons between the fluids already used today and those prepared with the different PW were performed. The tests showed that although the produced water was corrosive, it does not affect the corrosion potential of the drilling fluids because the residue was emulsified. Thus, since the drilling fluid must meet the needs of the drilling operation and develop its function satisfactorily in relation to rheological parameters such as flow limit, plastic viscosity and gels. Commercial software has been applied to simulate the cleaning efficiency of a well with offshore characteristics, in relation to its geometry. According to the directional simulation, the last phase corresponds to the open well and starts in a horizontal stretch of 90°. The fluids formulated with produced water revealed similar corrosion and performance equivalent to those currently applied. For all the flows studied, the simulation showed satisfactory cleaning for the following criteria: relative height of gravels below 15% and solid concentration below 6%. In view of the results the well was considered clean and with heterogeneous cleaning pattern, making it possible to be manufactured and used in addition to a promising alternative in the fluid area.