Invasão de fluidos de perfuração e fluxo reverso de óleo em reservatórios de arenito e de carbonato / Invasion of drilling fluids and oil backflow in sandstone and carbonate reservoirs

AUTOR(ES)
FONTE

IBICT - Instituto Brasileiro de Informação em Ciência e Tecnologia

DATA DE PUBLICAÇÃO

27/02/2012

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.

ASSUNTO(S)

petrofísica materiais porosos escoamento polímeros transport phenomenon petrophysics porous materials fluid flow polymer

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