Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica

Resumo: A perfuração de poços de petróleo pode danificar fortemente a formação, incluindo a região de interesse: o reservatório. Perfurar sem que se danifique o reservatório caracteriza-se como um grande desafio, e por isso, tem sido estimulado o desenvolvimento de tecnologias de fluidos e...

Resumo: A perfuração de poços de petróleo pode danificar fortemente a formação, incluindo a região de interesse: o reservatório. Perfurar sem que se danifique o reservatório caracteriza-se como um grande desafio, e por isso, tem sido estimulado o desenvolvimento de tecnologias de fluidos e otimização de processos de perfuração, incluindo, por exemplo, o projeto de fluidos com vistas à minimização de dano. Tem sido relatado que, um planejamento detalhado desde o projeto do fluido pode ajudar a minimizar o dano de formação e contribuir para uma melhor restauração da produtividade do poço. Este trabalho é focado na análise do dano de formação causado pela invasão de fluidos de perfuração de base água em reservatórios de petróleo areníticos. Os fluidos foram preparados com os seguintes componentes: sal, polímero e argila. O sal utilizado foi o iodeto de sódio (NaI) na concentração de 150000 ppm; o polímero foi, ora a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (PHPA), ora a Goma Xantana (GX), e a argila utilizada foi a bentonita. Para simular o reservatório foram utilizadas amostras pequenas de arenito Botucatu de alta permeabilidade. As amostras, inicialmente 100% saturadas com óleo mineral (~ 24 cp @23º C), foram submetidas a um processo de invasão, simulando-se uma perfuração sobrebalanceada, e a um fluxo reverso de óleo, simulando-se o início de produção de petróleo, aplicando-se para ambos um diferencial de pressão manométrica de 20 psi (~ 138 kPa). A concentração de polímero foi de 3,5 lb/bbl (10 g/l ou 10000 ppm) quando preparados com PHPA, e de 3,0 lb/bbl (8,6 g/l ou 8600 ppm) quando preparados com GX. A concentração de bentonita variou de 2,5%, 2,0%, 1,5% e 0,0% em massa para ambos os polímeros, resultando em um total de oito fluidos preparados. Foram avaliadas a redução da permeabilidade e da razão de produtividade das amostras durante a invasão dos fluidos, bem como o retorno destas quando aplicado um fluxo reverso de óleo. Os resultados obtidos mostraram que os fluidos que continham argila resultaram em uma menor invasão ou perda de fluido para a formação do que os fluidos que continham somente polímero. Além disso, a concentração de argila influenciou nos resultados obtidos de redução de permeabilidade e do retorno da razão de produtividade. Quanto maior a concentração de argila, menor a invasão de filtrado, porém, o retorno da razão de produtividade também foi menor, evidenciando o potencial de dano da mesma. Os fluidos preparados com PHPA, quando injetados, resultaram em uma maior invasão de filtrado do que os fluidos preparados com GX, porém o retorno da razão de produtividade também foi maior, mostrando que estes fluidos, apesar de invadirem mais, danificaram menos as amostras. Os fluidos preparados com GX tamponaram as gargantas de poro mais rapidamente, e em alguns casos, por completo. O fato de tamponar ou não os poros das amostras teve influência no retorno da razão de produtividade, sendo observado maior retorno nas amostras não tamponadas em relação àquelas tamponadas por completo. Os resultados apresentados aqui podem contribuir para a tecnologia de fluidos de perfuração e avaliação do projeto do fluido, com vistas à minimização de dano à formação e manutenção da produtividade do reservatório o mais próximo da original

Abstract: Oil well drilling can strongly damage the formation, including the interest region: the reservoir. Drilling without damaging the reservoir is characterized as a hard challenge, and therefore, the development of technologies and optimization process has been stimulated, including, for...

Abstract: Oil well drilling can strongly damage the formation, including the interest region: the reservoir. Drilling without damaging the reservoir is characterized as a hard challenge, and therefore, the development of technologies and optimization process has been stimulated, including, for example, the fluid design in order to minimize damage. It has been reported that a detailed fluid management plan addressing fluid design can help to minimize formation damage and contribute to a better well productivity restoration. This work is focused on formation damage analysis caused by water-based drilling fluids invasion in sandstone oil reservoirs. Fluids were prepared including the following components: salt, polymer and clay. It was used a 150,000 ppm concentration of sodium iodide (NaI) as salt, either a partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) or a xanthan gum (XG) as polymer, and bentonite as clay. To simulate the reservoir, small samples of high permeability Botucatu sandstone were used. The samples, 100% initially saturated with mineral oil (~ 24 cp @ 23 ° C), were submitted to an invasion process, simulating an overbalanced drilling, and to an oil reverse flow, simulating the oil production beginning, applying to both a 20 psi (~ 138 kPa) gauge pressure difference. The polymer concentration was 3.5 lb/bbl (10 g/l or 10,000 ppm) when prepared with HPAM, and 3.0 lb/bbl (8.6 g/l or 8,600 ppm) when prepared with XG. The bentonite concentration ranged from 2.5%, 2.0%, 1.5% and 0.0% weight for both polymers, resulting in eight tested fluids. During fluids invasion, the permeability impairment and productivity ratio of the samples were evaluated, as well as their return when applied to an oil reverse flow. Obtained results pointed that fluids containing clay resulted in a lower fluid loss to the formation than fluids containing only polymer. Moreover, clay concentration influenced on permeability impairment and on obtained results for the productivity ratio return. The higher is clay concentration, the less is fluid invasion, however, productivity ratio return was also lower, highlighting the clay damage potential. HPAM fluids, when injected, resulted in a higher fluid invasion than XG fluids, but productivity ratio return was also higher, pointing that HPAM fluids, even though had invaded more, the damage was lower. XG fluids blocked pore throats faster and, in some cases, completely. The blocking effect on samples pores influenced on productivity ratio return, i. e., higher return was obtained for samples that weren't blocked. Results presented here may contribute to drilling fluids technology, fluid design evaluation and formation damage minimization aiming to keep the reservoir productivity closer to the original