Influência da argila na invasão de fluidos de perfuração em reservatórios de petróleo / Clay influence on drilling fluids invasion in petroleum reservoir

AUTOR(ES)
FONTE

IBICT - Instituto Brasileiro de Informação em Ciência e Tecnologia

DATA DE PUBLICAÇÃO

27/02/2012

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.

ASSUNTO(S)

materiais porosos dinâmica dos fluídos bentonita xantana poliacrilamida porous materials fluid dynamics bentonite xanthan polyacrylamide

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