Fluido à base de óleo para perfurar uma zona salina: contaminação com sal

• Autor(a) principal: Xavier, Sandra Maria da Silva Caetano
• Data de Publicação: 2021
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Científico de Acesso Aberto de Portugal (Repositórios Cientìficos)
• Texto Completo: http://hdl.handle.net/10773/32803
• topic: Fluidos de perfuração; Reologia; Lama à base de óleo

O presente trabalho tem como objetivo formular um fluido de perfuração à base de óleo com determinadas propriedades químicas e físicas adequadas a perfurar uma secção (com a probabilidade de presença de sais) de um poço de petróleo em águas profundas angolanas. Para alcançar esse objetivo foram estudadas e testadas formulações em que o seu desempenho foi avaliado através de testes reológicos (viscosidade plástica, limite de escoamento e força gel), testes físico- químicos como a densidade, estabilidade elétrica, retort, HPHT filtração e bolo, alcalinidade e cloro e com a combinação adequada do fluido base e aditivos utilizados tais como agentes emulsificantes, agentes de controlo da humidade, sais inibidores, controladores de perda do filtrado, e modificadores de alta e baixa taxa de viscosidade bem como os ajustes realizados ao longo do processo. Comparando os resultados obtidos após testes químicos e físicos realizados com um fluido à base de óleo, verificou-se que os resultados estão dentro dos parâmetros requeridos para a perfuração da secção de 17 ½” do poço Wellwitchia-1. Dessa forma, analisando especificamente os resultados da reologia, estabilidade elétrica e força gel demonstrou-se que o fluido tem capacidade de limpar o poço de forma eficaz, isto é, será capaz de acarretar os resíduos produzidos durante a perfuração do fundo do poço até à superfície e formar um reboque adequado, o que irá impedir a perda de filtrado do fluido de perfuração para as paredes do poço e a entrada de fluidos da formação para o fluido de perfuração. Contudo, durante a utilização da nova formulação no processo de perfuração da secção 17 ½” do poço, observou-se perda do fluido para a formação e constatou-se que a formação não era consolidada, o que levou a ajustes constantes da densidade do fluido.