Incrustação em poço produtor de petróleo e gás natural: um estudo de caso

Water and gas is a common by - product of the oil production process. Production may be compromised by the precipitation of inorganic salts in both the reservoir and producing well, through scale formation. This precipitation is likely the cause of the formation damage. High temperatures and h igh pressures (HTHP) may favor the precipitation of insoluble salts. The most common types of scale in oil fields are calcium carbonate and calcium sulphate, strontium and barium sulphate. New types of scale formation have attracted special attention such as zinc sulphide and lead. This precipitation may occur in the pores of reservoir rocks, in the production string and in equipment, causing obstructions and consequent production losses. In this study, the influence of well depth on incrustation compositio n was investigated to design removal treatments and assess the behavior of these deposits along the string, through the analysis of pressure and temperature. Scale residues were recovered from the inside of the production string of an oil and gas well duri ng the string removal operation. A total of 10 samples from different depths (15.4 m to 4061.5 m) were obtained. Initially a dissolution test was conducted in weak acid, similar to that used in removal operations with this type of scale formation. Majority composition was defined and confirmed by dissolution tests using X - Ray Fluorescence Spectroscopy (XRF), X - Ray Diffraction (XRD) and Scanning Electron Microscope (SEM) techniques. Residues with distinct characteristics were observed in different proportion s, showing a tendency toward increased and/or decreased mass with depth. In the samples closest to the surface, typical sandstone residues were found, with calcium (45% Ca) as the metal of highest concentration. The obtained results indicate correlations o f the scale types studied with the depth and, consequently, with the thermodynamic conditions of pressure and temperature.

Durante o processo de produção de petróleo é comum o aparecimento de gás e água associados. A produção pode ser comprometida pela precipitação de sais inorgâ nicos tanto no reservatório como no poço produtor, através da formação de incrustação , e é apontada como provável causa ao dano da formação. Nas condições de alta temperatura e alta pressão (HTHP), a precipitação de sais insolúveis pode ser favorecida. Os tipos de incrustações mais comuns em campos de petróleo são o carbonato de cálcio e os sulfatos de cálcio, estrôncio e bário. Atualmente, novos tipos de incrustação vêm despertando atenç ão especia l como o sulfeto de zinco e de chumbo . Esta s precipitaç ões p ode m ocorrer nos poros da rocha - reservatório, na coluna de produção e nos equipamentos , provocando obstruções e a conse qu ente perda da produção . Neste trabalho, estudou - se a influ ê ncia da profundidade, pressão e temperatura na composição das incrustações f ormadas, visando a otimização de tratamentos de remoção e seu comportamento ao longo da coluna. Foram selecionados 10 resíduos de uma coluna de produção (intervalo de 15,4 m a 4061,5 m), que apresentava problemas de corrosão/incrustação. Realiza ram - se ensa io s de dissolução em ácidos orgânicos similares aos empregados em operações de remoção desse tipo de incrustação. A composição majoritária foi definida e confirmada p elos testes de dissolução e por técnicas de Difratometria de Raios - X ( DRX ) , Espectrometria de Fluorescência de Raios - X ( EFRX ), Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV) . Foram observados resíduos com características distintas, em proporções diferentes, mostrando uma tendência de aumento e/ou diminuição de massa com a profundidade. Os resultados obtidos indicam correlações dos tipos de incrustações estudados com a profundidade e, consequentemente, com as condições termodinâmicas de pressão e temperatura.