Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno

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

Resumo: As recentes descobertas do pré-sal no Brasil trouxeram novos desafios para as atividades de explotação de petróleo. Perfuração em formações carbonáticas apresentam grandes diferenças em relação a perfurações em rochas areníticas. Enquanto arenitos são mais homogeneos, rochas carbonáticas...

Resumo: As recentes descobertas do pré-sal no Brasil trouxeram novos desafios para as atividades de explotação de petróleo. Perfuração em formações carbonáticas apresentam grandes diferenças em relação a perfurações em rochas areníticas. Enquanto arenitos são mais homogeneos, rochas carbonáticas podem apresentar significativas variações em relação ao tamanho e à distribuição de poros, refletindo na produtividade de formação, como também na operação e manutenção de produção. A produtividade dos poços é avaliada logo após a perfuração dos mesmos, uma vez que danos à formação produtora podem alterar suas características originais. Diante disso, fluidos especificamente formulados para perfurar o reservatório, conhecidos como fluidos drill-in, vem sendo estudados com vistas à otimização da perfuração e à minimização de dano. Estes fluidos são desenvolvidos de acordo com as características do reservatório a ser perfurado e testes em laboratórios são necessários para que se possa adequar a formulação do fluido de perfuração com o menor custo, além de avaliar a invasão na rocha e verificar o possível dano residual para os fluidos candidatos. Este trabalho visa a comparação da invasão de fluidos drill-in e fluxo reverso de óleo em amostras de carbonatos e de arenitos de forma a avaliar a influência do tipo de rocha no dano à formação e sua interação com o fluido de perfuração testado. Os testes foram realizados usando dois aparatos experimentais diferentes, um para amostras com cerca de 7 cm de comprimento e outro para amostras medindo cerca de 30 cm, ambas com diâmetro de aproximadamente 3,7 cm. Os ensaios foram executados em amostras de carbonato e de arenito com permeabilidades absolutas ao gás semelhantes e submetendo-as ao respectivo protocolo de teste, cujas etapas incluíam a preparação das amostras, a caracterização de escoamento multifásico, a invasão com fluido de perfuração e o fluxo reverso de óleo. A invasão foi induzida por meio de um diferencial de pressão positivo através das amostras saturadas com óleo na condição de água conata, simulando o reservatório. O fluxo reverso ou deslocamento de óleo no sentido oposto ao de invasão representou a produção de óleo bem como a limpeza natural do reservatório. Durante a caracterização foi possível observar que as amostras de carbonatos utilizadas são menos molháveis à água em comparação aos arenitos. Com os resultados obtidos com o aparato utilizado para as amostras mais longas, foi possível identificar o deslocamento da frente de fluido invasor por meio dos pontos de medida de pressão distribuídos ao longo da amostra. A dinâmica de escoamento apontou que a invasão do fluido de perfuração foi mais rápida para as amostras de carbonatos em comparação com as amostras de arenito. Na etapa de fluxo reverso, pode-se observar que as amostras de carbonato apresentaram um retorno de produtividade maior e mais rápido relativamente aos arenitos

Abstract: The recent pre-salt discoveries in Brazil have brought new challenges to oil exploitation activities. Drilling in carbonate formations differs widely of drilling in sandstone rocks. While sandstones are more homogeneous, carbonate rocks are characterized by a large range of size and...

Abstract: The recent pre-salt discoveries in Brazil have brought new challenges to oil exploitation activities. Drilling in carbonate formations differs widely of drilling in sandstone rocks. While sandstones are more homogeneous, carbonate rocks are characterized by a large range of size and distribution of pores, which reflects in the reservoir productivity, as well as in the operation activities and production maintenance. The productivity and changes of original reservoir's characteristics due to formation damage are evaluated after drilling. Then fore, drilling fluids specifically designed to cross pay-zone, known as drill-in fluids, have been studied aiming at drilling optimization and damage minimizing. These fluids are developed according to the drilled reservoir characteristics and laboratory tests are performed to obtain proper drilling fluids formulations as fluid invasion and clean up are evaluated. The objective of this work is to compare drill-in fluids invasion (water-based polymer fluid) and backflow of oil in carbonates and sandstones samples to assess the rock type influence in damage formation and their interaction with the tested drilling fluid. Tests were run using two different apparatus, one for samples ~7,0 cm long and another for samples ~30 cm long, both with ~3,7 cm diameter. Lab tests were performed using carbonate and sandstone samples, with similar absolute permeability. These samples were submitted to a proper test protocol, that includes samples preparation, multiphase flow characterization, invasion and backflow processes. Damage formation was induced by injecting drill-in fluid with a positive differential pressure through samples saturated with oil and connate water, simulating the reservoir. Oil displaced in the opposite flow direction was performed to simulated natural cleanup or oil production. During the samples characterization, it was possible to observe that tested carbonate samples were less water wet than sandstones ones. From the results obtained with the apparatus used with longer samples, it was possible to identify the drill-in fluid displacement through pressure observation points distributed throughout the sample. The flow dynamics pointed out that the drilling fluid invasion was faster for carbonate samples comparing to sandstone samples. However, in backflow stage, a higher and faster productivity restoration was observed for carbonate samples than for sandstone ones