Orientador: Paulo Roberto Ribeiro

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

Resumo: O cenário das perfurações de poços de petróleo vem mudando ao longo do tempo. Tanto pela necessidade do suprimento da demanda crescente por petróleo e gás quanto pela queda na produção de campos maduros, a perfuração de poços tem se deparado com ambientes mais agressivos a cada dia: maiores...

Resumo: O cenário das perfurações de poços de petróleo vem mudando ao longo do tempo. Tanto pela necessidade do suprimento da demanda crescente por petróleo e gás quanto pela queda na produção de campos maduros, a perfuração de poços tem se deparado com ambientes mais agressivos a cada dia: maiores temperaturas, maiores pressões, maior afastamento em relação à costa e ambientes quimicamente mais hostis. A presença considerável de dióxido de carbono - CO2 - nos reservatórios aponta para uma maior preocupação na perfuração de poços em tais formações uma vez que, se esse componente adentra ao poço numa situação de kick, sua interação com a lama de perfuração pode alterar características importantes desse fluido, tais como: densidade, viscosidade e acidez. Este trabalho tem por objetivo investigar o comportamento PVT de sistemas contendo CO2 e líquidos com composição similar aos fluidos de perfuração à base de óleo: n-parafina pura e emulsão inversa. Foram realizados um estudo experimental de tais sistemas, uma simulação computacional, uma análise estatística dos dados obtidos para esse sistema com o intuito de avaliar as melhores correlações matemáticas para representação dos dados experimentais e aplicações de tais correlações em exemplos de controle de poço. Os resultados experimentais mostram que a simulação consegue reproduzir bem os dados experimentais (desvios de até 16%), apenas subestimando-os em frações molares de CO2 mais elevadas. Comparando os dados para o CO2, obtidos neste trabalho, com dados para o metano, obtidos da literatura, observa-se que o sistema contendo CO2 apresenta, dentre outras características, maior fator de formação de volume e solubilidade até 15 vezes maior que o sistema contendo metano. Por fim, ao examinar os exemplos de controle de poço, percebe-se que quanto maior é o teor de CO2 no sistema, maior é o valor do pit gain, tornando a presença de CO2 no sistema favorável à detecção do kick

Abstract: The scenario of oil and gas well drilling has been changing over the years. Not only because the need of supplying the increasing demand for petroleum and gas but also due to the decrease on the production of mature fields, well drilling has been constantly facing aggressive environments:...

Abstract: The scenario of oil and gas well drilling has been changing over the years. Not only because the need of supplying the increasing demand for petroleum and gas but also due to the decrease on the production of mature fields, well drilling has been constantly facing aggressive environments: higher temperatures, higher pressures, higher offshore distances and hazardous chemical environments. The presence of carbon dioxide - CO2 - on reservoirs leads to a concern on well drilling in these formations because the entrance of this gas into the well, in a kick situation, and its interaction with the drilling fluid can change important characteristics of this fluid such as: density, viscosity and acidity. This work aims to evaluate the PVT behavior of the systems containing CO2 and liquids similar to the ones used as base for oil-based drilling fluids: n-paraffin and inverse emulsion. An experimental study of these systems, a computational simulation, a statistical analysis of the data acquired aiming to evaluate the best mathematical correlations to represent these data and applications of these correlations were carried out. The experimental results show that the simulation can reproduce satisfactorily the experimental data (deviations up to 16%), only underestimating them at higher CO2 molar fractions. When comparing the data for CO2, obtained in this work, and the ones for methane, obtained from literature, it is possible to notice that the system containing CO2 has, among other characteristics, higher oil volume formation factor and solubility 15 times greater than the system containing methane. Finally, by examining well control examples, one can notice that the pit gain assumes higher values as the CO2 content increases making the presence of CO2 in the system favorable to kick detection