BRPI1006712B1

BRPI1006712B1 - fluido para perfuração profunda em águas profundas, lama de perfuração e seu uso

Info

Publication number: BRPI1006712B1
Application number: BRPI1006712-4A
Authority: BR
Inventors: Samia Lamranikern
Original assignee: Total Raffinage Marketing
Priority date: 2009-04-15
Filing date: 2010-04-14
Publication date: 2020-08-25
Also published as: EP2419487A1; WO2010119413A1; US20120028854A1; FR2944528B1; FR2944528A1; BRPI1006712A2; ES2527331T3; CA2758655A1; EP2419487B1; JP2012524142A; CA2758655C; JP5759978B2

Abstract

fluído para perfuração profunda em águas profundas. descreve-se um fluído de perfuração que possui uma viscosidade a 40°c menor do que ou igual a 2,5 mm²/s e uma pressão de vapor a 100°c menor do que ou igual a 10 mbars (1 kpa) obtido a partir de um corte de hidrocarboneto possuindo uma temperatura de destilação compreendida entre 200 e 280°c com um teor de hidrocarbonetos naftênicos menores do que 40% pelo peso do referido corte.

Description

FLUIDO PARA PERFURAÇÃO PROFUNDA EM ÁGUAS PROFUNDAS, LAMA DE PERFURAÇÃO E SEU USO

[001] A presente invenção se relaciona a um fluído de perfuração especialmente adequado para operações de perfuração profundas offshore (em águas profundas), o que significa dizer operações em condições de temperatura em profundidades especialmente difíceis. Deste modo, é possível operar no mar em grandes profundidades abaixo de 5500 m, quando o gradiente de temperatura entre a entrada para um poço e o fundo do poço pode atingir 200°C, uma vez que a temperatura na entrada do poço pode estar próxima das temperaturas polares e a temperatura no fundo do poço a mais de 160°C. A presente invenção também se relaciona à lama de perfuração compreendendo o referido fluído e o uso deste.

Descrição do estado da técnica

[002] Os fluídos de perfuração somam de 30 a 95% do peso da composição da lama de perfuração. Esta lama de perfuração tem um papel fundamental durante as operações de perfuração onshore ou offshore, uma vez que possibilitam a lubrificação da ferramenta de perfuração (ou pedaço da rocha) para limitar seu desgaste, mas também para aumentar a superfície para tratamento, os cortes da rocha criados durante a perfuração e mantê-los em suspensão durante períodos quando a circulação da lama foi interrompida e finalmente para garantir a manutenção da pressão na formação para evitar vazamentos e/ou desmoronamentos de paredes.

[003] A lama de perfuração é geralmente armazenada na superfície do poço para que possa ser bombeada.

[004] As lamas de perfuração possuem formulações muito complexas, dependendo da natureza das formações experimentadas, da profundidade, da geometria, da pressão e condições de temperatura, além de outras características do poço.

[005] Existem duas principais categorias de lamas de perfuração: lamas com base em água e lamas com base em óleo.

[006] Em lamas com base em água (WBM), o fluído de perfuração é a água, e elas são reservadas para aplicativos com baixa tecnologia e operações de perfuração onshore (em terra), ou operações offshore em profundidades muito rasas (poucos metros).

Em lamas com base em óleo (OBM), o fluído de perfuração é um fluído de hidrocarbonetos escolhido a partir de diferentes compostos disponíveis no mercado.

Esses fluídos de perfuração estão divididos em 3 categorias principais:
O Grupo I compreende os fluídos de perfuração com um alto conteúdo aromático, de 5 a 30% de compostos monoaromáticos e/ou poliaromáticos decorrentes do refinamento de óleo cru, isto é, de óleos diesel e óleos minerais convencionais.
O Grupo II compreende fluídos de perfuração com um conteúdo aromático médio decorrente do refinamento de óleos crus e contendo de 0.5 a 5% compostos monoaromáticos e/ou poliaromáticos tais como óleos minerais tratados hidricamente não-convencionais ou fracos, frequentemente denominados LTMOs (óleos minerais com baixa toxicidade).

Por fim, o Grupo III, que compreende fluídos de perfuração com um baixo conteúdo aromático, isto é, contendo menos que 0,5% de total de aromáticos, incluindo menos que 10 ppm de compostos poliaromáticos. Esses fluídos resultam de sínteses químicas, ou de cortes refinados hidrotratados, hidrocraqueados ou hidroisomerizados. Eles também podem ser compostos por parafinas sintéticas resultantes do processo de Fisher Tropsch, olefinas polimerizadas (olefinas internas ou IOs, olefinas alfa lineares ou LAOs, e poli-alfa olefinas ou PAOs), e ésteres. Esses fluídos do Grupo III são denominados sintéticos de acordo com o Protocolo OSPAR pela Decisão 2000/3 sobre o Uso de fluídos de perfuração de Fase Orgânica (OPF) e o Descarte de Cortes Contaminados por OPF.

Esses fluídos do Grupo III são os preferidos por operadores, não apenas por sua estabilidade térmica, sua resistência à oxidação, sua baixa toxicidade relacionada à sua baixa aromaticídade e sua natureza não-irritante e ambientalmente correta, mas também por sua conformidade com os requisitos de segurança, por possuir ponto de fulgor alto e baixa volatilidade.

Na verdade, os vapores de hidrocarbonetos do fluído de perfuração em suspensão no ar ambiente pode alcançar concentrações significativas em volta das peneiras de vibração de lama de recuperação, e em volta dos pontos onde a lama é armazenada e tratada. Os operadores presentes nas operações de perfuração podem consequentemente, entrar em contato com lamas contendo esses fluídos, seja através da pele ou por inalação. Esses trabalhadores podem, deste modo, estar expostos a concentrações de produtos de hidrocarbonetos vaporizados que excedam 450 mg/m3. Na Noruega, as autoridades (Autoridade Norueguês de Inspeção do Trabalho de 2003) estabelecem o limite de exposição ocupacional (OEL) em 50 mg/m3 de vapores de hidrocarbonetos na área que circunda o poço de perfuração. Foi registrado um aumento significativo do risco de câncer de pulmão ou fibrose entre 50 e 100 mg/m3.

Além disso, sem considerar a volatilidade intrínseca associado à natureza do hidrocarboneto e a composição do fluído, a temperatura da lama na saída do poço e sua taxa de circulação irá influenciar a quantidade de vapores na área de trabalho e, consequentemente, o nível de exposição dos operadores.

O conhecimento do nível de volatilidade do fluído de perfuração é, portanto, essencial, caso os efeitos sobre a saúde e a segurança dos operadores necessitem ser controladas. Porém, permanece difícil quantificar essa volatilidade, especialmente para fluídos de hidrocarbonetos de baixa volatilidade.

No entanto, esse critério de volatilidade é importante apenas quando a lama retorna à superfície, e a lama deve, acima de tudo, possuir todas as características necessárias, para que o pedaço da rocha no fundo do poço não se desgaste muito rapidamente ou não fique bloqueado.

As principais propriedades reológicas das lamas com base em óleo contendo de 60% a 95% por peso de pelo menos um fluído de perfuração, especialmente em termos de viscosidade sob tensão, dependem basicamente daquelas no fluído. Nesse caso, uma boa reologia com baixa temperatura entre -10°C e -20°C significa alcançar uma boa viscosidade nessas temperaturas mantendo outras características iguais.

Para alcançar temperaturas negativas, especialmente abaixo de -10°C prefere-se, com frequência, utilizar hidrocarbonetos leves com boas propriedades de viscosidade com baixa temperatura. No entanto, tais hidrocarbonetos possuem a desvantagem de também serem muito voláteis, o que aumenta os riscos para a saúde e a segurança dos usuários quando são levados à cabeça do poço, onde a temperatura da lama atinge mais de 60°C. Além do mais, os fluídos com uma viscosidade muito baixa são procurados, por exemplo, tendo uma viscosidade cinemática a 40°C de menos do que 2.5 mm2/s de acordo com a ISO 3104 ou ASTM D445, no caso de operações de perfuração profunda para limitar as perdas de energia devido à fricção, principalmente no tubo de perfuração, visando reduzir o tempo de perfuração.

Para selecionar fluídos de perfuração, normalmente se mede suas viscosidades cinemáticas a 20°C (Kv20°C) e a 40°C (Kv40°C) de acordo com a norma ISO 3104 (ou com a norma ASTM D445). No entanto, isso não é suficiente para representar o comportamento reológico do fluído como uma função das diferentes temperaturas a que estará sujeito. Prefere-se produzir uma curva reológica do fluído correspondente às alterações em sua viscosidade cinemática entre -20°C e 100°C através de sucessivas medições de acordo com a norma ISO 3104.

Para comparar a volatilidade dos fluídos de perfuração, esses fluídos podem ser diferenciadas com base em seus pontos de fulgor medidos de acordo com a norma ASTM D 93. No entanto, essa medição não é suficiente para avaliar a volatilidade real, especialmente aquela da lama na saída de um poço durante a perfuração. Vários métodos foram propostos, em uma tentativa de quantificar essa volatilidade. Na Europa, 7 métodos foram relacionados e reconhecidos pela HSPA (Hydrocarbon Solvent Producer Associations) para quantificar a volatilidade dos fluídos de hidrocarbonetos. Esses métodos estão descritos no documento OECD Guidelines 104 de 7 de julho de 1995. Esses métodos não permitem que a volatilidade seja determinada usando um único método sobre toda a possível variação compreendida entre 10-4 e 10+5 Pa (0,1 a 1000 mbars). Além do mais, para medir as tensões ou pressões baixas de vapor com menos do que 0,005 mbar a 20°C, os intervalos de reprodutividade dos métodos relacionados são muito amplos, o que não facilita a distinção entre produtos, especialmente para produtos com volatilidade muito baixa.

Para modelar esses métodos, os americanos e os europeus desenvolveram ferramentas de cálculo de volatilidade comum levando em consideração as características físico-químicas e a composição dos fluídos. Atualmente, dois protocolos foram propostos: o VPtool, recomendado na Europa pela HSPA (Hydrocarbon Solvent Producer Associations) descrito no texto OECD Guidelines 104 de 27.07.1995 disponível a partir da autoridade europeia, e o EPIWINNT, recomendado nos EUA pela USEPA (US Environmental Protection Agency). Essas ferramentas de cálculo baseadas em modelo permitem que a tensão de vapor a 20°C (ou pressão de vapor a 20°C) de um fluído seja definida a partir das características físico-químicas e da composição do referido fluído.

Entre os fluídos de lama com base em óleo usados em campos de petróleo, os cortes de diesel aromático decorrentes de destilações diretas possuindo temperaturas de destilação compreendidas entre 250 e 380°C possuindo viscosidade a 40°C determinada de acordo com a norma ISO 3104 da ordem de 3mm2/s para uma volatilidade a 100°C de 10 mbars (1 KPa). Esses fluídos são cada vez menos utilizados, uma vez que sua toxicidade é alta devido a seu alto teor aromático, maior do que 10%, o que os torna inadequados para operações de perfuração offshore já que isso transgride os regulamentos ambientais da maior parte dos países.

Os fluídos de perfuração são também conhecidos com base nos cortes de querosene hidrotratados de maneira fraca presentes no mercado e cuja viscosidade varia de 1,7 a 1,9 mm2/s para uma volatilidade de 20 a 25 mbars (2 a 2,5 KPa). Embora a viscosidade a 40°C seja boa, esses fluídos são muito voláteis, o que transgride os regulamentos ambientais e de segurança.

Os perfuradores utilizam, mas de maneira menos sistemática, hidrocarbonetos que, em sua maior parte, compreendem n-parafinas: sua viscosidade varia de 1,5 a 2 mm2/s, enquanto sua volatilidade permanece acima de 11 mbars (1,1 KPa ): seu ponto de fluidez próximo a 0°C (ASTM D97), e sua viscosidade muito alta a baixa temperatura (viscosidade cinemática a 0°C mais do que 12 cSt de acordo com a ASTM D445) os torna inadequados para perfuração profunda offshore.

A Patente WO97/34963 recomenda o uso como fluídos de perfuração de cortes de hidrocarbonetos obtidos através de GTL, ou gás para líquido, conversão de um gás de síntese, após hidrocraqueamento e hidroisomerização dos produtos obtidos. Este documento recomenda o uso de fluídos de perfuração não-tóxicos, não-poluentes e biodegradáveis, tais fluídos sendo compostos por uma mistura de C10 a C24 de n-parafina e isoparafinas, a razão de isoparafinas para n-parafinas variando de 0.5:1 para aproximadamente 9:1, as isoparafinas contendo mais do que 50% de peso de espécies de monometil relativas ao peso total das isoparafinas presentes na mistura. No entanto, embora as características da viscosidade a 40°C sejam aceitáveis, não há referência à volatilidade desses cortes.

Objetivos e breve descrição da invenção

A finalidade da presente invenção é prover um fluído de perfuração apresentando o melhor ajuste em termos de viscosidade e volatilidade.

Ele se relaciona, especialmente, à obtenção de um fluído cujas características apresentam o melhor ajuste entre a viscosidade a 40°C sempre menor do que 2,5 mm2/s e a volatilidade calculada de acordo com o protocolo VPtool caracterizado por uma pressão de vapor a 100°C sempre menor do que 10 mbars (1 KPa).

Descrição detalhada da invenção

Um objeto da presente invenção é, portanto, um fluído de perfuração que possui uma viscosidade a 40°C menor do que ou igual a 2,5 mm2/s e uma pressão de vapor a 100°C menor do que ou igual a 10 mbars (KPa) obtido a partir de um corte de hidrocarboneto possuindo uma temperatura de destilação compreendida entre 200 e 350°C com um teor de hidrocarbonetos naftênicos menores do que 40%, preferencialmente menores do que 35%, pelo peso do referido corte, e preferencialmente com ponto de fluidez que esteja abaixo de -20°C de acordo com a norma ASTM D97. Preferencialmente, o fluído possui uma viscosidade cinemática a 40°C de menos do que 2,3 mm2/s.

Para obter os valores de pressão de vapor, o depositante utilizou um modelo de cálculo totalmente correlacionado com a ferramenta VPTool, com a vantagem de calcular a pressão de vapor de um fluído de hidrocarboneto entre 0 e 200°C a partir de suas características físico-químicas e de sua composição.

Sem considerar o fato de que esse fluído é um bom ajuste para equilibrar a viscosidade e a tensão de vapor, ele também possui boas propriedades de solvente para os aditivos geralmente usados em lamas de perfuração, e acima de tudo, uma boa resistência à baixa temperatura, associada a um baixo ponto de fluidez, mas também uma baixa toxicidade associada a seu teor aromático muito baixo, uma biodegradabilidade significativa, maior do que 60% de acordo com o protocolo OECD 306, bem como excelentes propriedades eco-toxicológicas (compatíveis com os regulamentos OSPAR).

Dentro do contexto dessa invenção, esse fluído compreende cortes de hidrocarbonetos obtidos por destilação direta de óleos crus, os produtos destilados posteriormente sendo hidrocraqueados e/ou hidrotratados, ou até mesmo hidrodesparafinados. Esses fluídos podem ser opcionalmente utilizados misturados a ésteres de óleos vegetais em razões de concentração compreendidas entre 10/90 e 90/10.

Por hidrotratamento significa desulfurização e/ou desaromatização, o grau de desulfurização e/ou desaromatização possivelmente sendo muito alto.

Preferivelmente, esses fluídos possuem teor aromático menor do que 500 ppm e um teor de enxofre menor do que 50 ppm.

Preferivelmente, os teores aromáticos serão menores do que 100 ppm e o teor de enxofre menor do que 10 ppm.

Esse fluído é obtido a partir de hidrocarbonetos do grupo constituído por combustíveis e querosenes de jato desaromatizados e desulfurizados possuindo um ponto de fluidez abaixo de -20°C medido de acordo com a norma ASTM D97.

Combustíveis jato significa as misturas de cortes de gasolina possuindo temperatura de ebulição compreendida entre 130 e 210°C e cortes de querosene possuindo temperatura de ebulição compreendida entre 180 e 260°C medida de acordo com a ASTM D86.

Mais especialmente, o fluído de acordo com a invenção compreende mais de 50% por peso de hidrocarbonetos contendo de 12 a 24 de átomos de carbono, e preferivelmente, mais do que 70% de hidrocarbonetos contendo de 16 a 22 átomos de carbono.

Esses fluídos são mais de 25% compostos de isoparafinas e menos de 45% de n-parafinas e menos de 500 ppm de aromáticos. Mais especificamente, os fluídos são escolhidos contendo de 25 a 70% de isoparafinas e de 5 a 45% de n-parafinas e menos de 100 ppm de aromáticos. Normalmente, esses fluídos contêm uma concentração de naftenos compreendida entre 20 e 40% por peso, preferivelmente entre 25 e 35% por peso do fluído.

Esses fluídos podem ser usados isoladamente ou em combinação com os fluídos do estado da técnica, caso as características finais do fluído composto estejam em conformidade com as características de viscosidade e volatilidade calculada, e ponto de fluidez formando o objeto da invenção.

Outro objeto da invenção é o uso desse fluído na produção de lamas de perfuração, lamas com base em óleo e/ou lamas com base em água. Preferivelmente, a lama de perfuração compreenderá mais do que 30% do fluído de perfuração. Ela será usada em combinação com aditivos funcionais, dependendo do tipo de aplicação da lama. Um dos principais aditivos funcionais da lama ou do fluído é o agente de peso essencialmente constituído por barita. Outros aditivos que podem ser usados em combinação são emulsificadores, agentes molhantes, viscosificantes, agentes de redução de filtração, agentes de partícula para formar filtros de cascalho, agentes de escoramento para manter fraturas abertas de maneira hidráulica em formações subterrâneas, tais como celofane, escleroglucano, xantano.

As composições dessas lamas obtidas a partir de fluídos de acordo com a invenção irão variar dependendo de se são usadas como fluído de amortecedor, como lama de perfuração ou como fluído de fratura para formações subterrâneas.

Preferivelmente, essa lama de perfuração é constituída de 30% a 95% por fluído e de 5% a 70% por aditivos funcionais da referida lama.

Um terceiro objeto da invenção é o uso da lama contendo de 30 a 95% do fluído de acordo com a invenção para perfuração no mar a profundidades de mais do que 2000m, preferivelmente de mais do que 4000m, para poços de perfuração igualmente a mais do que 2000m, preferivelmente a mais do que 4000m, sendo esses poços padrões, horizontais ou poços desviados.

Essa lama pode ser usada como fluído amortecedor, como lama de perfuração ou fluído de fratura para formações subterrâneas.

Para ilustrar a invenção, são fornecidos exemplos abaixo que, no entanto, não podem ser visto como limitantes da invenção.

EXEMPLO 1

Esse exemplo serve para comparar as características dos fluídos de acordo com a invenção a seguir, denominada Di, com aqueles normalmente utilizados, denominados Ti.
A tabela I abaixo apresenta uma lista das características técnicas de cada um desses fluídos.

* D3=0.5 D1 + 0.5 D2
**T4 de acordo com o estado da técnica W097/34963

Os desempenhos comparativos dos compostos de acordo com a invenção e dos produtos do estado da técnica são fornecidos na Tabela II abaixo.

Os valores Vp foram calculados usando a ferramenta VPTool a 100°C.

Os resultados são comparados com a ajuda do gráfico representado na Figura 1. O melhor ajuste é ter um KV40 a 40°C de menos do que 2,5 Cst, e um Vp calculado a 100°C de menos do que 10 mbars. São preferíveis os pontos nos intervalos menores do que 2,3 Cst e menores do que 10 mbars. Comparadas com os produtos do estado da técnica, D1, D2 e D3 apresentam características excelentes em termos de volatilidade e viscosidade, embora ainda possuindo um baixo teor aromático.

Claims

Fluido de perfuração obtido a partir de um corte de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de que possui:
- - uma temperatura de destilação compreendida entre 200 e 350° C, contendo:
- - um teor de hidrocarbonetos naftênicos de menos do que 40% por peso do dito corte,
- - de 25 a 70% de isoparafinas,
- - de 5 a 45% de n-parafinas, e
- - menos do que 100 ppm de aromáticos,
O fluido de perfuração possuindo uma viscosidade cinemática a 40° C que é menor do que ou igual a 2,5 mm2/s, e uma pressão de vapor a 100° C menor do que ou igual a 10 mbars (1KPa) e um ponto de fluidez abaixo de -20° C medido de acordo com a norma ASTM D97.
Fluido de perfuração, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que possui um teor de hidrocarbonetos naftênicos menor do que 35%.
Fluido, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que sua viscosidade cinemática a 40° C é menor do que 2,3 mm2/s.
Fluido, de acordo com as reivindicações 1 e 3, caracterizado pelo fato de que compreende cortes de hidrocarbonetos obtidos por hidrocraqueamento e/ou hidrotratamento ou hidrodesparafinização de cortes decorrentes de destilação direta de óleos crus, opcionalmente misturados a ésteres de óleos vegetais.
Fluido, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o teor de aromáticos é menor do que 500 ppm e o seu teor de enxofre é menor do que 50 ppm.
Fluido, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 5, caracterizado pelo fato de que é obtido a partir de hidrocarbonetos do grupo constituído por combustíveis e querosenes de jato altamente desaromatizados e desulfurizados possuindo um ponto de fluidez abaixo de -20° C medido de acordo com a norma ASTM D97.
Fluido, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de compreende mais de 50% por peso de hidrocarbonetos possuindo de 12 a 24 átomos de carbono, e preferivelmente mais do que 70% de hidrocarbonetos possuindo de 16 a 22 átomos de carbono.
Fluido, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizado pelo fato de que contém menos do que 500 ppm de aromáticos para uma concentração de naftenos de menos do que 35% por peso.
Lama de perfuração, caracterizada pelo fato de que compreende:
- - de 30% a 95% do fluido de perfuração, conforme definido em qualquer uma das reivindicações anteriores,
- - de 5% a 70% de aditivos funcionais escolhidos a partir do grupo que consiste de agentes de peso, emulsificadores, agentes molhantes, viscosificantes, agentes de redução de filtração, agentes de partículas para formar filtros de cascalho, agentes de escoramento para manter fraturas abertas de maneira hidráulica em formações subterrâneas, como celofane, escleroglucano, xantana.
Uso da lama, conforme definida na reivindicação 9, caracterizado por ser para perfuração, em especial para perfuração no mar, de modo mais vantajoso para profundidades de mais do que 2000 m, preferencialmente de mais do que 4000 m, para poços de perfuração igualmente a mais do que 2000 m, preferencialmente a mais do que 4000 m, sendo estes poços padrões, horizontais ou poços desviados.