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http://repositorio.utfpr.edu.br/jspui/handle/1/24533| Título: | Avaliação dos efeitos de alta pressão e temperatura na reologia de fluidos de perfuração à base olefina |
| Título(s) alternativo(s): | Effects of high pressure and temperature on the rheological properties of drilling fluids based on olefin |
| Autor(es): | Mello, Gessica Palaoro de |
| Orientador(es): | Franco, Admilson Teixeira |
| Palavras-chave: | Engenharia do petróleo Reologia - Testes Poços de petróleo - Perfuração Olefinas Reômetros Escoamento Petroleum engineering Rheology - Testing Oil well drilling Alkenes Rheometers Runoff |
| Data do documento: | 21-Ago-2020 |
| Editor: | Universidade Tecnológica Federal do Paraná |
| Câmpus: | Curitiba |
| Citação: | MELLO, Gessica Palaoro de. Avaliação dos efeitos de alta pressão e temperatura na reologia de fluidos de perfuração à base olefina. 2020. Dissertação (Mestrado em Engenharia Mecânica e de Materiais) - Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Curitiba, 2020. |
| Resumo: | Determinar as propriedades reológicas do fluido de perfuração em função da pressão e temperatura é imprescindível para a perfuração de poços de petróleo em condições HPHT, pois a previsão bem-sucedida do sistema hidráulico de perfuração depende da representação precisa do comportamento reológico do fluido de perfuração. Este trabalho tem como objetivo avaliar os efeitos das altas temperaturas (até 125 °C) e altas pressões (até 800 bar) no comportamento reológico de fluido de perfuração a base de olefina. Os ensaios reométricos foram realizados no reômetro Anton Paar MCR 702 TD acoplado com o sistema de célula de pressão, com limite de pressão máxima de 1000 bar. Os ensaios consistiram na obtenção de curvas de escoamento, reinícios de escoamento por patamares de taxa de deformação e testes oscilatórios de varreduras de tensões. A estabilidade térmica do fluido de perfuração foi investigada através de testes de envelhecimento térmico realizados em estufa rotativa em 150 °C. Os resultados indicam que o fluido de perfuração testado é termoestável até a temperatura de 150 °C e que o histórico térmico que o fluido de perfuração foi submetido ocasiona reduções na viscosidade aparente e na tensão limite de escoamento do material. Na obtenção das curvas de escoamento a pressão atmosférica e em diferentes temperaturas, observou-se que o aumento da temperatura proporciona redução na viscosidade aparente e na tensão limite de escoamento dinâmica do fluido. Os resultados dos ensaios oscilatórios indicaram que tanto a temperatura como a pressão afetam o comportamento estrutural do fluido de perfuração, porém de maneiras opostas. O aumento da temperatura tende a diminuir os módulos de armazenamento e de dissipação do fluido, enquanto que o aumento da pressão tende a amplia-los. Na análise das curvas de escoamento em condições HPHT, observou-se que os efeitos da pressão são dominantes em temperatura ambiente, contudo, quando o fluido é submetido a altas temperaturas, os efeitos da pressão só são significativos em pressões superiores a 270 bar. Com o auxílio de ferramentas estatísticas foi possível desenvolver um modelo polinomial representativo que relaciona a viscosidade aparente à pressão, temperatura e taxa de deformação. |
| Abstract: | Determining the rheological properties of a drilling fluid as a function of pressure and temperature is essential for drilling oil wells under HPHT conditions, as well as the successful prediction of the hydraulic system depends on the precise representation of the drilling fluid rheology. This study aimed to evaluate the effects of high temperatures (up to 125 ° C) and high pressures (up to 800 bar) on the rheological behavior of olefin-based drilling fluids based on olefin. Rheometric trials were performed on the Anton Paar MCR 702 TD rheometer attached with the pressure cell system, with a maximum pressure limit of 1000 bar. The experiments consisted of obtaining the flow curve, start-up from controlled shear rate and oscillatory stress sweeps tests. The thermal stability of the drilling fluid was investigated through thermal aging tests carried out in a rotating oven at 150 ° C. The results indicated that the drilling fluid tested is thermostable up to a temperature of 150 °C and that the thermal history experienced by the drilling fluid has caused reductions in the apparent viscosity and yield stress. While obtaining the flow curves at atmospheric pressure and different temperatures, it was observed that the increase in temperature provided some reduction in the apparent viscosity and fluid’s dynamic yield stress. The results of the oscillatory tests showed that both temperature and pressure affected structural behavior of the drilling fluid but in different ways. The increase in temperature tended to decrease the storage and dissipation modules, while the pressure tended to increase them. During the analysis of the flow curves in HPHT conditions, it was observed that the effects of pressure are dominant at room temperature, however, when the fluid subjected to high temperatures, the effects of pressure are only significant at pressures greater than 270 bar. With the help of statistical tools, it was possible to develop a representative polynomial model that related the apparent viscosity to pressure, temperature, and strain rate. |
| URI: | http://repositorio.utfpr.edu.br/jspui/handle/1/24533 |
| Aparece nas coleções: | CT - Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica e de Materiais |
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