De acordo com pt.wedoany.com-O dióxido de cloro (ClO₂), devido ao seu forte poder oxidante, é capaz de remover eficazmente incrustações, biofilmes e obstruções por hidrocarbonetos pesados em poços fraturados não convencionais. Uma série de testes de campo realizados na Bacia do Permiano (Permian Basin) demonstrou que esta tecnologia pode aumentar significativamente a pressão de fluxo e a recuperação de petróleo dos poços.
Os resultados de um teste de reestimulação com dióxido de cloro em 10 poços mostraram um aumento médio de 76% na pressão de fluxo. Com base nisso, mais de 60 tratamentos foram realizados em mais de 40 poços, resultando num aumento geral da pressão de fundo entre 70% e 300%. A análise de produção indicou que a maioria dos poços na formação Wolfcamp apresentou fator de recuperação (RF) superior a 10%. Entre estes, a recuperação média de petróleo em seis poços tratados foi de 12%, um aumento médio de 42% em relação ao período anterior ao tratamento; a recuperação média de gás natural foi de 20%, um aumento de 69%.
No caso do poço B-1, localizado na formação Wolfcamp B, no Condado de Pecos, o poço produzia com bomba elétrica submersa (ESP) e a produção inicial começou em maio de 2022. Após o primeiro tratamento com dióxido de cloro, a produção aumentou de 180 barris/dia para 400 barris/dia; um segundo tratamento, 12 meses depois, elevou a produção de 145 barris/dia para 225 barris/dia. Após o primeiro tratamento, a pressão estática de fundo (BHP) aumentou de aproximadamente 975 psi para 3.580 psi; após o segundo tratamento, de 1.210 psi para 2.700 psi. A produção acumulada de petróleo nos 30 dias após o primeiro tratamento foi de 6.600 barris, e nos 30 dias após o segundo tratamento, foram produzidos adicionalmente 3.500 barris. O poço vizinho B-2, após o tratamento, viu a sua razão gás-óleo (GOR) aumentar de 230 Mscfd para 650 Mscfd, indicando a reconexão de zonas portadoras de gás anteriormente isoladas por incrustações e outros contaminantes. No Condado de Reeves, foram realizados 10 tratamentos com dióxido de cloro em seis poços, resultando num aumento de produção de aproximadamente 480.000 barris de petróleo e 5,3 bcf (1,385 MMboe), com um custo total de tratamento de cerca de 900.000 dólares.
O dióxido de cloro, um gás instável, é geralmente gerado no local através da reação de uma solução aquosa de clorito de sódio com um ácido e, dissolvido em água, é utilizado em operações de campo petrolífero. Foi registado pela Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA) como desinfetante e bactericida, capaz de destruir biofilmes e degradar-se em substâncias inofensivas em poucas horas após a reação. A ExxonMobil já o utilizou para remover resíduos de fluido de perfuração, polímeros redutores de atrito e outras substâncias que prejudicam a permeabilidade. Quando combinado com ácido clorídrico (HCl), o dióxido de cloro pode decompor incrustações como sulfeto de ferro, sulfato de bário, sulfeto de estrôncio e calcita, que causam declínio na injetividade ou produtividade, mantendo parafinas e asfaltenos em solução para facilitar o fluxo de retorno. A remoção de biomassa requer uma concentração de dióxido de cloro de cerca de 4.000 ppm em combinação com um nanossurfactante.
Durante o processo de tratamento, o uso de desviadores é crucial. Sem desviadores, o fluido de tratamento segue o caminho de menor resistência, evitando as zonas danificadas. Os métodos comuns de desvio incluem ácido gelificado, sal-gema e bolas biológicas solúveis, sendo que estas últimas proporcionaram um desvio eficaz em mais de 90% dos tratamentos.
Num caso específico, o poço A-0, localizado no Condado de Reeves, na Bacia do Delaware (Delaware Basin), estava originalmente fechado e considerado candidato ao abandono. Após uma estimulação com dióxido de cloro e ácido em janeiro de 2023, a produção de petróleo e gás aumentou de cerca de 1 barril/dia antes do fecho para 125 barris de óleo equivalente/dia. Em 18 meses, a produção acumulada aumentou de aproximadamente 623.000 barris de óleo equivalente para 870.000 barris de óleo equivalente. A análise de diagnóstico de pressão (PDA) mostrou que o poço recuperou o fluxo linear após a estimulação, indicando que o declínio da produção nos anos anteriores se deveu principalmente a danos e não ao esgotamento do reservatório, uma tendência observada em cerca de 60% a 70% dos poços tratados.
O poço A-10, que produz com bomba elétrica submersa (ESP), também obteve resultados semelhantes. A produção deste poço era de cerca de 90 barris/dia antes do tratamento, subindo para 187 barris/dia após o primeiro tratamento. Um segundo tratamento, 15 meses depois, elevou a produção de 60 barris/dia para 125 barris/dia. A análise mostrou que a reserva final recuperável (EUR) de petróleo aumentou 48%, passando de aproximadamente 273.000 barris para 395.000 barris. O declínio após o segundo tratamento foi menor do que após o primeiro, e o período de fluxo linear foi mais longo, indicando uma limpeza adicional do poço.
Em termos de economia, a equipa de investigação comparou o tratamento com dióxido de cloro com o refraturamento (refrac) tradicional. Tomando como exemplo um poço chamado Well R, no Condado de Culberson, na Bacia do Permiano, cuja produção tinha caído para menos de 20 barris de óleo equivalente/dia, com um teor de água de 99%. O operador realizou uma estimulação com dióxido de cloro, com um custo total de 790.000 dólares. A produção nos primeiros 30 dias (IP30) após o tratamento foi de cerca de 230 barris de óleo equivalente/dia e 1,7 MMscfd, o que equivale a 65% da produção inicial de 2015; a produção acumulada de hidrocarbonetos do poço nos 9 meses após o tratamento foi superior à produção acumulada nos 9 meses após a conclusão inicial. Em comparação, um cenário hipotético de refraturamento, que exigiria novos revestimentos, cimentação e serviços de estimulação, teria um custo estimado de 3.806.000 dólares. Embora a produção absoluta de petróleo do tratamento com dióxido de cloro seja inferior à do refraturamento, o seu período de retorno do investimento foi de apenas 65 dias (cerca de um ano para o refraturamento), o valor presente líquido (VPL) em 5 anos foi de 2,1 milhões de dólares (1,0 milhão de dólares para o refraturamento), e o retorno sobre o investimento (ROI) atingiu 3,95, 2,7 vezes superior ao do cenário de refraturamento (1,45).
Estes resultados de investigação provêm de uma série de artigos publicados em conferências da SPE e de tecnologia de fraturamento hidráulico (SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857), escritos por P. Dalamarinis e S. Fusselman, entre outros, que detalham o potencial de aplicação do dióxido de cloro como agente de reestimulação em poços horizontais não convencionais.
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