Uso de aditivos nacionais no desenvolvimento de fluidos aquosos para perfuração de poços de petróleo.
Ano de defesa: | 2009 |
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Instituição de defesa: |
Universidade Federal de Campina Grande
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Programa de Pós-Graduação: |
PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PROCESSOS
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Departamento: |
Centro de Ciências e Tecnologia - CCT
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País: |
Brasil
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Palavras-chave em Português: | |
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Resumo: | Este trabalho teve como objetivo avaliar o uso de aditivos nacionais no desenvolvimento de fluidos aquosos para perfuração de poços de petróleo, que possam ser empregados sob condições de altas temperatura e pressão. Foram desenvolvidas trinta e seis formulações com os seguintes aditivos: viscosificante, redutor de filtrado, controlador de pH, inibidores de argila expansiva, anti-espumante, bactericida, lubrificante e selante. Os aditivos foram caracterizados por meio de ensaios de DSC. Os fluidos foram preparados de acordo com a prática de campo que consiste em adicionar à água os aditivos sob agitação constante. Após 24 h de repouso, foi realizado o estudo do comportamento reológico e determinadas as propriedades reológicas, de filtração e de lubricidade dos fluidos desenvolvidos. Das trinta e seis formulações desenvolvidas, foram selecionadas oito que apresentaram melhores resultados em comparação com os fluidos Padrão para serem submetidas ao envelhecimento em forno rotativo por 16 h, nas temperaturas de ≈ 38 oC (100 oF), ≈ 66 oC (150 oF) e ≈ 93 oC (200 oF). Essas formulações foram avaliadas quanto aos parâmetros reológicos, em viscosímetro à ≈ 49 oC (120 oF) e medidas de coeficiente de lubricidade e volume de filtrado API e HPHT. Os resultados foram comparados com os obtidos com fluidos Padrão utilizados pela indústria do petróleo. A partir dos resultados, concluiu-se que foram desenvolvidos com êxito fluidos aquosos formulados a partir de aditivos nacionais com desempenho próximo, e em alguns casos, superior ao dos fluidos Padrão. Os excelentes resultados obtidos também indicam que os fluidos desenvolvidos são estáveis a altas temperatura e pressão, podendo ser utilizados em poços que atinjam temperaturas de até ≈ 93 oC (200 oF). |
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Após 24 h de repouso, foi realizado o estudo do comportamento reológico e determinadas as propriedades reológicas, de filtração e de lubricidade dos fluidos desenvolvidos. Das trinta e seis formulações desenvolvidas, foram selecionadas oito que apresentaram melhores resultados em comparação com os fluidos Padrão para serem submetidas ao envelhecimento em forno rotativo por 16 h, nas temperaturas de ≈ 38 oC (100 oF), ≈ 66 oC (150 oF) e ≈ 93 oC (200 oF). Essas formulações foram avaliadas quanto aos parâmetros reológicos, em viscosímetro à ≈ 49 oC (120 oF) e medidas de coeficiente de lubricidade e volume de filtrado API e HPHT. Os resultados foram comparados com os obtidos com fluidos Padrão utilizados pela indústria do petróleo. A partir dos resultados, concluiu-se que foram desenvolvidos com êxito fluidos aquosos formulados a partir de aditivos nacionais com desempenho próximo, e em alguns casos, superior ao dos fluidos Padrão. Os excelentes resultados obtidos também indicam que os fluidos desenvolvidos são estáveis a altas temperatura e pressão, podendo ser utilizados em poços que atinjam temperaturas de até ≈ 93 oC (200 oF).The aim of this work is to evaluate the use of national additives in the development of water based drilling fluids to oil well perforation, which can be applied under high temperature and pressure. It was developed thirty six formulations with the following additives: viscositying, reducer of filtered, controller of pH, inhibitors of hydrated clays, anti-foaming, bactericide, lubricant and sealant. The additives were characterized by DSC. The fluids were prepared according to the field practice and consist in to adding to water the additives under constant stirring. After 24 h it was done estimated the rheological behavior and properties, such as, filtration and lubricity of the developed fluids. From thirty six d eveloped formulations, eight was selected with the best results in comparison with standard fluids and submitted to aging in roller oven for 16 hours in the temperatures of ≈ 38 oC (100 oF), ≈ 66 oC (150 oF) and ≈ 93 oC (200 oF). These formulations were evaluated in relation to the rheological parameters at ≈ 49 oC (120oF). The lubricity coefficient and filtered volume had been determined (API and HPHT). The results have showed that water based drilling fluids had been developed with success formulated with national additives with performance close and in some cases superior to the Standard fluids. The excellent results also gotten indicate that the developed drilling fluids are stable in high temperatures and pressure and can be used in well perforation that reaches temperatures of until ≈ 93 oC (200 oF).Submitted by Maria Medeiros (maria.dilva1@ufcg.edu.br) on 2018-11-01T11:43:18Z No. of bitstreams: 1 KÁSSIE VIEIRA FARIAS - TESE (PPGEP) 2009.pdf: 3400191 bytes, checksum: 66ba211842339e8b8b6e86e55aa1a39c (MD5)Made available in DSpace on 2018-11-01T11:43:18Z (GMT). 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Tese (Doutorado em Engenharia de Processos) – Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Processos, Centro de Ciências e Tecnologia, Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba, Brasil, 2009. Disponível em: http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/jspui/handle/riufcg/2110info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesisporinfo:eu-repo/semantics/openAccessreponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da UFCGinstname:Universidade Federal de Campina Grande (UFCG)instacron:UFCGORIGINALKÁSSIE VIEIRA FARIAS - TESE (PPGEP) 2009.pdfKÁSSIE VIEIRA FARIAS - TESE (PPGEP) 2009.pdfapplication/pdf1644829http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/xmlui/bitstream/riufcg/2110/3/K%C3%81SSIE+VIEIRA+FARIAS+-+TESE+%28PPGEP%29+2009.pdff31ed299a5f7419dd3c5738a3451491bMD53LICENSElicense.txtlicense.txttext/plain; charset=utf-81748http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/xmlui/bitstream/riufcg/2110/2/license.txt8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33MD52riufcg/21102022-10-17 15:05:09.21oai:localhost: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Biblioteca Digital de Teses e Dissertaçõeshttp://bdtd.ufcg.edu.br/PUBhttp://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/oai/requestbdtd@setor.ufcg.edu.br || bdtd@setor.ufcg.edu.bropendoar:48512022-10-17T18:05:09Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da UFCG - Universidade Federal de Campina Grande (UFCG)false |
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Este trabalho teve como objetivo avaliar o uso de aditivos nacionais no desenvolvimento de fluidos aquosos para perfuração de poços de petróleo, que possam ser empregados sob condições de altas temperatura e pressão. Foram desenvolvidas trinta e seis formulações com os seguintes aditivos: viscosificante, redutor de filtrado, controlador de pH, inibidores de argila expansiva, anti-espumante, bactericida, lubrificante e selante. Os aditivos foram caracterizados por meio de ensaios de DSC. Os fluidos foram preparados de acordo com a prática de campo que consiste em adicionar à água os aditivos sob agitação constante. Após 24 h de repouso, foi realizado o estudo do comportamento reológico e determinadas as propriedades reológicas, de filtração e de lubricidade dos fluidos desenvolvidos. Das trinta e seis formulações desenvolvidas, foram selecionadas oito que apresentaram melhores resultados em comparação com os fluidos Padrão para serem submetidas ao envelhecimento em forno rotativo por 16 h, nas temperaturas de ≈ 38 oC (100 oF), ≈ 66 oC (150 oF) e ≈ 93 oC (200 oF). Essas formulações foram avaliadas quanto aos parâmetros reológicos, em viscosímetro à ≈ 49 oC (120 oF) e medidas de coeficiente de lubricidade e volume de filtrado API e HPHT. Os resultados foram comparados com os obtidos com fluidos Padrão utilizados pela indústria do petróleo. A partir dos resultados, concluiu-se que foram desenvolvidos com êxito fluidos aquosos formulados a partir de aditivos nacionais com desempenho próximo, e em alguns casos, superior ao dos fluidos Padrão. Os excelentes resultados obtidos também indicam que os fluidos desenvolvidos são estáveis a altas temperatura e pressão, podendo ser utilizados em poços que atinjam temperaturas de até ≈ 93 oC (200 oF). |
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