Fraturamento hidráulico é o processo de bombear fluido aquoso em um reservatório a uma alta taxa de injeção para promover fraturas que ajudarão a melhorar a recuperação de e óleo.
Reservatórios de baixa permeabilidade são os candidatos típicos para estimulação hidráulica para melhorar a sua produtividade.
Dentre os principais desafios dessa aplicação, destacam-se:
- Maximizar a recuperação de fluido – 60 a 90% dos fluidos de estimulação permanecem presos na formação;
- Aumento de pressão capilar e características de molhabilidade;
- Evitar danos à formação e bloqueios por água;
- Garantir eficiência em poços de alta temperatura;
- Reduzir a dosagem de produtos químicos, minimizando custos operacionais.
Os flowback aids atuam principalmente na superfície dos fluidos de fraturamento e em sua interface com os hidrocarbonetos do reservatório. Eles reduzem a resistência à deformação das gotículas de fluido, permitindo que elas atravessem canais estreitos de formação. Eles também reduzem a resistência do fluido de fraturamento para retornar à superfície, ajudando a evitar canais bloqueados. Consequentemente, esses aditivos reduzem os danos à formação e melhoram a produção de fluidos do reservatório.
Para identificar a performance de um flowback aid, podemos avaliar suas propriedades físico-químicas, como a tensão superficial, tensão interfacial e ângulo de contato. Além disso, é possível testar sua característica surfactante em uma coluna de areia embebida em fluido de estimulação, simulando a condição do reservatório.
Avaliação de tensão superficial
A tensão superficial é uma propriedade física que ocorre entre duas fases como resultado do desbalanço das forças de coesão das moléculas presentes na superfície da fase liquida. Moléculas anfifílicas possuem a tendencia de migrar para essas interfaces, reduzindo a força de coesão das moléculas nessa região, e reduzindo a tensão superficial da fase liquida. Flowback aids são basicamente misturas de surfactantes, capazes de promover a redução de tensão superficial necessária em ambientes de alta salinidade.
Avaliação de ângulo de contato
Trata-se de uma maneira de se obter informações quantitativas da capacidade que determinado fluido possui de umectar uma superfície. Quanto menor o ângulo de contato, maior é a interação entre o fluido e a superfície avaliada.
O ângulo de contato é uma medida indireta que leva em conta tanto a interação entre o fluido e a superfície, mas também as interações do fluido com a fase externa, e do sólido com a fase externa.
Nas aplicações de flowback aid, os valores de ângulo de contato são um indicativo da capacidade de capilaridade do material. Quanto menor o ângulo de contato, maior a tendência de a solução apresentar efeito capilar.
Esse efeito está diretamente relacionado à capacidade que o fluido possui de ser utilizado como flowback aid e permear através dos poros presentes no reservatório, melhorando a recuperação do fluido injetado.
Assim, a redução da tensão superficial e a diminuição do ângulo de contato em tubos capilares fazem com que as gotículas de fluido injetado se deformem mais facilmente para passar por canais estreitos. Dessa forma, é possível obter melhor recuperação do fluido injetado.
Avaliação de tensão interfacial
A tensão interfacial é definida como o trabalho que deve ser despendido para aumentar o tamanho da interface entre duas fases adjacentes que não se misturam completamente uma com a outra. Diferente da tensão superficial, que descreve a superfície líquido-ar, a tensão interfacial descreve a interface entre dois fluidos – neste caso, a água do fluido de fraturamento e o óleo presente no reservatório.
Devido à alta pressão no reservatório, há uma tendência natural que o óleo escoe para a região de menor pressão na superfície. No entanto, uma alta tensão interfacial é capaz de reduzir ou impedir o fluxo de óleo em direção ao poço e à superfície.
Com a aplicação de flowback aids, a redução na tensão interfacial permite que os hidrocarbonetos no reservatório empurrem o fluido de volta para a superfície mais facilmente, dispendendo menor energia no processo.
Avaliação de recuperação de fluido
Para essa avaliação, adiciona-se óleo em uma coluna graduada sobre um leito de areia embebido em salmoura. É avaliado o tempo e a quantidade de fluido recuperado através do leito de areia. Esse experimento simula o fluxo de recuperação de fluido de fraturamento na formação rochosa, que contém o reservatório de hidrocarbonetos.
Quanto maior a quantidade de fluido que é permeado através do leito, dando lugar ao óleo adicionado no topo da coluna, maior é o efeito de redução de tensão interfacial, superficial e do ângulo de contato do surfactante flowback aid. Similarmente, quanto menor o tempo para que o fluido escoe completamente através do leito, maior o desempenho do aditivo utilizado.
Como vimos, os flowback aids, surfactantes adicionados ao fluido de fraturamento hidráulico, desempenham importante papel nas propriedades físico-químicas da aplicação.
A redução da tensão superficial facilita o escoamento do fluido sobre a superfície rochosa, assim como a redução do ângulo de contato melhora o efeito capilar, reduzindo a resistência ao escoamento em meio poroso.
A redução na tensão interfacial reduz ou eliminar os bloqueios por água, facilitando o escoamento do fluido de fraturamento (aquoso), que permite o escoamento do óleo presente no reservatório.
Por fim, os três efeitos podem ser observados em um teste de coluna de areia com a observação do escoamento de fluido através do leito com a injeção de óleo no topo da proveta.