BR112020000496A2 - fluido de perfuração, processo para preparar um fluido de perfuração, e, uso de um fluido de perfuração. - Google Patents

fluido de perfuração, processo para preparar um fluido de perfuração, e, uso de um fluido de perfuração. Download PDF

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Abstract

A presente invenção se refere a um fluido de perfuração que compreende uma ou mais olefinas internas lineares com 15 a 18 átomos de carbono e que contém menos de 25% de ramificação com base na quantidade total de olefina interna linear e um produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado.

Description

1 / 15 FLUIDO DE PERFURAÇÃO, PROCESSO PARA PREPARAR UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO, E, USO DE UM FLUIDO DE
PERFURAÇÃO CAMPO DA INVENÇÃO
[001] A presente invenção refere-se a um fluido de perfuração e a um processo para preparar o dito fluido de perfuração. A presente invenção também se refere ao uso do dito fluido de perfuração para melhorar a biodegradabilidade e reduzir a toxicidade nas composições de fluido de perfuração.
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
[002] Fluidos de perfuração não aquosos que compreendem olefinas internas lineares que passam no teste de degradação anaeróbica de 275 dias da EPA e no teste de toxicidade de sedimentação da EPA são conhecidos na técnica. As olefinas internas tipicamente lineares usadas para fluidos de perfuração não aquosos são tetradeceno, hexadeceno e octadeceno. No entanto, há um problema de volume do produto com olefinas para fluidos de perfuração aquosos. Para superar esse problema, olefinas e mesclas de alcenos e/ou alcanos estão sendo misturadas com outros compostos. Por exemplo, no documento US 2012/0325492 A1, são adicionadas parafinas às olefinas para superar o dito problema. Além das parafinas, ésteres também precisam ser adicionados devido ao fato de que as parafinas não são biodegradáveis. A desvantagem é que os ésteres têm problemas técnicos quando presentes nos fluidos de perfuração, devido ao fato de que a ligação reativa do éster pode ser quebrada sob condições de perfuração, levando à falha do fluido de perfuração e à perda potencial de um poço.
[003] É um objetivo da invenção fornecer um fluido de perfuração que compreende uma parafina, que não precisa de um éster para passar no teste de biodegradabilidade e toxicidade.
[004] Outro objetivo é fornecer um alto volume de fluido de
2 / 15 perfuração.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
[005] A partir de um primeiro aspecto, os objetivos acima e outros podem ser alcançados de acordo com a presente invenção fornecendo-se um fluido de perfuração que compreende uma ou mais olefinas internas lineares com 15 a 18 átomos de carbono e que contém menos de 25% de ramificação com base na quantidade total da olefina interna linear e um produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado.
[006] Verificou-se que o fluido de perfuração da presente invenção passa nos testes de biodegradabilidade anaeróbica e toxicidade de sedimentação sem o uso de ésteres nas composições de fluido de perfuração.
[007] Uma vantagem da presente invenção é que, devido ao uso de uma olefina interna menos ramificada no fluido de perfuração da presente invenção, é possível adicionar mais produto Fischer-Tropsch e, portanto, volumes maiores de fluidos de perfuração podem ser produzidos. Dessa forma, o problema do volume do produto pode ser resolvido.
[008] Outra vantagem é que as olefinas internas lineares usadas no fluido de perfuração da presente invenção contêm menos de 25% de ramificação e, portanto, são mais capazes de adicionar um produto Fischer- Tropsch e ainda passar no teste de biodegradabilidade anaeróbica e toxicidade de sedimentação.
DESCRIÇÃO DETALHADA
[009] A descrição detalhada a seguir não limita a invenção. Em vez disso, o escopo da invenção é definido pelas reivindicações anexas.
[0010] De acordo com a presente invenção, um fluido de perfuração compreende uma ou mais olefinas internas lineares com 15 a 18 átomos de carbono e que contém menos de 25% de ramificação com base na quantidade total da olefina interna linear e um produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado.
3 / 15
[0011] As olefinas internas lineares típicas usadas como fluido base ou fase contínua para fluidos de perfuração não aquosos são olefinas internas lineares com um comprimento de carbono de 16 e uma com um comprimento de carbono de 18.
[0012] Por exemplo, os documentos WO 2013048972, EP 295 2552 A1 e US 7.534.743 B2 revelam o uso de olefinas internas lineares com 15 a 18 átomos de carbono como fluido base em fluidos de perfuração de campo de óleo de olefina linear sintético e o processo para produzir as ditas olefinas internas e/ou fluidos de perfuração.
[0013] A olefina interna linear usada no fluido de perfuração de acordo com a presente invenção tem preferencialmente um ponto de vaporização instantânea de acordo com ASTM D93 na faixa de 130 a 170 °C, preferencialmente na faixa de 135 a 160 °C.
[0014] Além disso, o ponto de fluidez da olefina interna linear de acordo com ASTM D97 é menor que -3 °C, preferencialmente menor que -10 e mais preferencialmente menor que -15. Adequadamente, a viscosidade cinemática a 40 °C de acordo com ASTM D445 está na faixa de 2,0 a 5,0 mm 2/s, preferencialmente na faixa de 2,5 a 5 mm 2/s.
[0015] De preferência, o fluido de perfuração de acordo com a presente invenção tem uma olefina interna linear com 16 átomos de carbono e uma olefina interna linear com 18 átomos de carbono.
[0016] Além disso, o fluido de perfuração de acordo com a presente invenção tem uma olefina interna linear com 15 átomos de carbono e uma olefina interna linear com 18 átomos de carbono.
[0017] Adequadamente, o fluido de perfuração de acordo com a presente invenção é um fluido de perfuração não aquoso (NADF). Mais preferencialmente, o fluido de perfuração de acordo com a presente invenção é um fluido de perfuração de campo de óleo de olefina linear sintético.
[0018] A olefina interna linear contém preferencialmente menos de
4 / 15 20% em peso de ramificação, mais preferencialmente menos de 10% em peso de ramificação com base na quantidade total da olefina interna linear. Tipicamente, a ramificação da olefina interna linear é determinada com análise por cromatografia em fase gasosa.
[0019] A parafina normal derivada de Fischer-Tropsch ou a composição de óleo base é derivada de um processo de Fischer-Tropsch. A corrente de produtos Fischer-Tropsch é conhecida na técnica. Com o termo “derivado de Fischer-Tropsch” queremos dizer que um óleo de base é, ou é derivado de, um produto de síntese de um processo de Fischer-Tropsch. Uma composição de parafina normal derivada de Fischer-Tropsch também pode ser referida a um produto GTL (gás para líquidos). Um exemplo de um processo de Fischer-Tropsch é dado nos documentos WO2002/102941, EP 1 498 469 e WO2004/009739, cujo ensino é incorporado a título de referência. Adequadamente, a corrente de produto Fischer-Tropsch é hidrogenada para converter as olefinas e oxigenados na corrente Fischer-Tropsch obtida pelo processo Fischer-Tropsch em parafinas. Esse produto hidrogenado é posteriormente processado e separado para obter uma parafina normal derivada de Fischer-Tropsch hidrogenada com 14 a 18 átomos de carbono e/ou um óleo base derivado de Fischer-Tropsch com 20 a 28 átomos de carbono.
[0020] De preferência, o produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado é uma parafina normal derivada de Fischer-Tropsch (FT) com 14 a 18 átomos de carbono ou óleo base derivado de Fischer-Tropsch com 20 a 28 átomos de carbono. Mais preferencialmente, o produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado é uma parafina normal de FT hidrogenada com 14 a 17 átomos de carbono.
[0021] Adequadamente, a parafina normal derivada de Fischer- Tropsch hidrogenada com 14 a 18 átomos de carbono compreende parafinas, principalmente n-parafinas. Preferencialmente, a parafina normal derivada de
5 / 15 Fischer-Tropsch hidrogenada com 14 a 18 átomos de carbono compreende mais de 85% em peso de n-parafinas, preferencialmente mais de 90% em peso de n-parafinas. Além disso, a parafina normal derivada de Fischer-Tropsch hidrogenada com 14 a 18 átomos de carbono compreende menos de 15% em peso de i-parafina, preferencialmente menos de 10% em peso.
[0022] A corrente de produtos Fischer-Tropsch é derivada de um processo Fischer-Tropsch. A corrente de produtos Fischer-Tropsch é conhecida na técnica. O termo "produto Fischer-Tropsch" significa um produto de síntese de um processo Fischer-Tropsch. Em um processo de Fischer-Tropsch, o gás de síntese é convertido em um produto de síntese. O gás de síntese ou syngas é uma mistura de hidrogênio e monóxido de carbono que é obtida pela conversão de uma matéria-prima hidrocarbonácea. A matéria-prima adequada inclui gás natural, óleo bruto, frações de óleo pesado, carvão, biomassa e linhito. Um produto Fischer-Tropsch derivado de uma matéria-prima hidrocarbonácea que normalmente está na fase gasosa também pode ser referido como um produto GTL (gás para líquidos). A preparação de um produto Fischer-Tropsch foi descrita, por exemplo, no documento WO2003/070857.
[0023] A corrente de produto do processo Fischer-Tropsch é geralmente separada em uma corrente de água, uma corrente gasosa que compreende gás de síntese não convertido, dióxido de carbono, gases inertes e C1 a C3, e uma corrente C4+.
[0024] O produto hidrocarbonáceo Fischer-Tropsch completo compreende adequadamente uma fração C1 a C300.
[0025] As frações mais leves do produto Fischer-Tropsch, que compreendem adequadamente fração C3 a C9, são separadas do produto Fischer-Tropsch por destilação, obtendo, assim, uma corrente de produto Fischer-Tropsch, que compreende adequadamente a fração C10 a C300.
[0026] A razão em peso de compostos com pelo menos 60 ou mais
6 / 15 átomos de carbono e compostos com pelo menos 30 átomos de carbono no produto Fischer-Tropsch é preferencialmente pelo menos 0,2, mais preferencialmente 0,3.
[0027] As condições típicas de hidrogenação para hidrogenação das frações acima são descritas, por exemplo, no documento WO2007/082589.
[0028] O teor de olefinas e oxigenados na parafina normal derivada de Fischer-Tropsch hidrogenada que compreende 14 a 18 átomos de carbono ou óleo base derivado de Fischer-Tropsch que compreende 20 a 28 átomos de carbono é menor que 0,1% em peso, preferencialmente menor que 0,05% em peso. Além disso, a parafina normal hidrogenada de FT com 14 a 18 átomos de carbono compreende 14 átomos de carbono na faixa de 25 a 27% em peso, 15 átomos de carbono na faixa de 24 a 26% em peso, 16 átomos de carbono em uma faixa de 22 a 23% em peso, 17 átomos de carbono em uma faixa de 18 a 20% em peso e 18 átomos de carbono em uma faixa de 4 a 6% em peso, com base na quantidade de parafina normal que tem 14 a 18 átomos de carbono.
[0029] O óleo base derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado tem, de preferência, uma densidade a 15 °C, de acordo com a norma ISO 12185, de entre 806 e 808 kg/m3, um índice de viscosidade, de acordo com a norma ISO2909, de entre 110 e 118, um ponto de fluidez, de acordo com a norma ISO3016, de entre -39 °C e -51 °C, uma viscosidade cinemática a 100 °C, de acordo com a norma ISO3104, entre 2,5 e 2,7.
[0030] O óleo base derivado de Fischer-Tropsch com uma densidade a 15 °C, de acordo com a norma ISO 12185, de 806 kg/m3, um índice de viscosidade, de acordo com a norma ISO2909, de 118, um ponto de fluidez, de acordo com a norma ISO3016, de -39 °C e uma viscosidade cinemática de 100 °C, de acordo com a norma ISO3104, de 2,6 está disponível comercialmente junto a Royal Dutch Shell sob o nome comercial Risella X, incluindo Risella X 415.
7 / 15
[0031] De preferência, a quantidade de parafina normal de FT hidrogenada no fluido de perfuração de acordo com a presente invenção é de pelo menos 30% em peso, mais preferencialmente de pelo menos 40% em peso, com base na quantidade total de olefina interna linear e de parafina normal.
[0032] De preferência, a quantidade de óleo base hidrogenado de FT no fluido de perfuração de acordo com a presente invenção é de pelo menos 15% em peso, mais preferencialmente de pelo menos 20% em peso, com base na quantidade total de olefina interna linear e do óleo base.
[0033] Além disso, o fluido de perfuração compreende preferencialmente uma olefina interna linear que contém menos de 10% de ramificação e uma parafina normal derivada de FT hidrogenada em uma quantidade de pelo menos 30% em peso com base na quantidade total de olefina interna e da parafina normal derivada de FT hidrogenada.
[0034] Além disso, o fluido de perfuração compreende preferencialmente uma olefina interna linear que contém menos de 10% de ramificação e um óleo base derivado de FT hidrogenado em uma quantidade de pelo menos 15% em peso com base na quantidade total de olefina interna e do óleo base derivado de FT hidrogenado.
[0035] Preferencialmente, o fluido de perfuração que compreende uma olefina interna linear com 16 átomos de carbono e uma olefina interna linear com 18 átomos de carbono, em que ambas as olefinas contêm menos de 10% de ramificação, e uma parafina normal derivada de FT hidrogenada com 14 a 18 átomos de carbono em uma quantidade de pelo menos 30% em peso com base na quantidade total de olefinas internas lineares e da parafina normal derivada de FT hidrogenada.
[0036] O fluido de perfuração de acordo com a presente invenção pode - além do óleo base ou a parafina normal derivada de FT e a olefina interna linear - compreender ainda aditivos de perfuração que são bem
8 / 15 conhecidos na técnica. Os aditivos de fluido de perfuração não são particularmente limitados, desde que não interfiram nas propriedades desejadas dos fluidos de perfuração incorporados. Os aditivos de perfuração incluem um ou mais dos seguintes aditivos de fluido de perfuração: um solvente adequado para aplicações bem conhecidas na técnica, como água ou salmoura, tensoativos (por exemplo, emulsificantes, agentes umectantes), viscosificadores, agentes de ponderação, agentes de controle de perda de fluido, e sais inibidores de xisto. Como os fluidos de perfuração de acordo com as modalidades anexas devem ser não-tóxicos, esses ingredientes opcionais são preferencialmente também não tóxicos.
[0037] Em um aspecto adicional, a presente invenção fornece um processo para preparar um fluido de perfuração de acordo com a presente invenção, cujo processo compreende uma etapa de adição de uma parafina normal ou óleo base derivado de FT hidrogenado a uma olefina interna linear.
[0038] Os processos para preparar fluidos de perfuração são conhecidos na técnica e, portanto, não são descritos no presente documento em detalhes. Os processos típicos para preparar fluidos de perfuração sintéticos de campo de óleo de olefina linear são, por exemplo, descritos nos documentos WO 2013048972, EP 295 2552 A1 e US 7.534.743 B2.
[0039] De preferência, a quantidade de óleo base ou parafina normal derivada de FT hidrogenada adicionada à olefina interna está na faixa de 15 a 30% em peso, com base na quantidade total de parafina normal ou óleo base derivado de FT hidrogenado e a olefina interna linear. Além disso, a olefina interna linear usada no processo para preparar o fluido de perfuração de acordo com a presente invenção contém menos de 10% de ramificação.
[0040] Em outro aspecto, a presente invenção fornece o uso de um fluido de perfuração para melhorar a biodegradabilidade anaeróbica e reduzir a toxicidade de sedimentos de olefinas internas lineares e produtos derivados de FT hidrogenados em composições de fluido de perfuração.
9 / 15
[0041] O fluido de perfuração de acordo com a presente invenção tem uma taxa de biodegradação de acordo com a norma ISO 11734:1995 menor que 1, e um fluido base de toxicidade de sedimentos de acordo com o Método E1367-99 de ASTM menor que 1.
[0042] De preferência, o fluido de perfuração de acordo com a presente invenção compreende 30% em peso de parafina normal derivada de FT hidrogenada e uma olefina interna linear que contém menos de 20% em peso, preferencialmente menos de 10% em peso de ramificação com uma taxa de biodegradação, de acordo com a norma ISO 11734:1995, inferior a 1 e um fluido base de toxicidade de sedimentos, de acordo com o método E1367-99 de ASTM, inferior a 1.
[0043] A presente invenção é descrita abaixo com referência aos seguintes Exemplos, que não são destinados a limitar o escopo da presente invenção de modo algum.
EXEMPLOS EXEMPLO 1
CARACTERIZAÇÃO DAS OLEFINAS INTERNAS LINEARES
[0044] O exemplo a seguir descreveu a caracterização de amostras que foram testadas para ilustrar o efeito das olefinas internas lineares nas propriedades desejáveis de um fluido de perfuração de mescla de olefinas. Essas olefinas internas estão disponíveis comercialmente junto à Shell Chemicals com nomes comerciais: olefina interna NEOFLO™ 1-58 e olefina interna NEOFLO™ 1-68i.
[0045] Duas amostras de olefina interna C1618 disponíveis no mercado foram caracterizadas para comparação:
[0046] - Amostra A e Amostra B.
[0047] Cada amostra foi caracterizada quanto à distribuição do número de carbono (% em peso em cada número de carbono), ramificação total, ponto de fluidez, viscosidade cinemática a 40 °C e ponto de vaporização instantânea. A caracterização é apresentada na Tabela 1.
10 / 15
11 / 15
12 / 15 EXEMPLO 2
PREPARAÇÃO DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO QUE COMPREENDEM OLEFINAS INTERNAS LINEARES E PRODUTOS DERIVADOS DE FT
[0048] O Sarapar 147 disponível comercialmente foi utilizado como parafina normal derivada de FT com 14 a 17 átomos de carbono, e o Risella X415 disponível comercialmente foi usado como o óleo base derivado de FT para a preparação dos fluidos de perfuração.
[0049] O fluido de perfuração que compreende Sarapar 147 foi preparado adicionando-se 70 g de Sarapar 147 a 30 g das olefinas internas, conforme indicado na Tabela 2. O fluido de perfuração que compreende Risella X415 foi preparado adicionando-se 85 g de Risella X415 a NEOFLO 1-58. EXEMPLO 3
[0050] As amostras preparadas no Exemplo 2 foram testadas para duas propriedades ambientais importantes para fluidos de perfuração à base de olefina projetados para aplicações offshore e de prateleira: toxicidade de sedimentos e biodegradação anaeróbica. Esses parâmetros são importantes devido ao fato de que os cortes de perfuração com esses materiais podem ser descarregados para o meio ambiente quando usados em perfuração offshore e devem ter baixa toxicidade e boa biodegradabilidade sob condições anaeróbicas, a fim de minimizar o impacto ambiental quando descarregados.
[0051] As amostras foram testadas quanto à toxicidade de sedimentos contra olefinas internas C16-C18 como referência para avaliar a taxa de toxicidade de sedimentos (STR) do fluido base. Esse teste foi realizado de acordo com o método ASTM E1367–99: Standard Guide for Conducting Static Sediment Toxicity Tests with Marine and Estuarine Amphipods (Available from the American Society for Testing and Materials, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA, 19428) com Leptocheirus plumulosus como o organismo de teste e os procedimentos de preparação de
13 / 15 sedimentos especificados no Apêndice 3 da 40 CFR, parte 435, Subparte A e no método encontrado no Apêndice A da “Final NPDES General Permit for New and Existing Sources and New Dischargers in the Offshore Subcategory of the Oil and Gas Extraction Category for the Western Portion of the Outer Continental Shelf of the Gulf of Mexico (GMG290000) ”. Esse é um teste de toxicidade de sedimentos de 10 dias. As amostras que compreendem olefinas internas e parafina normal derivada de FT com 14 a 18 átomos de carbono (Sarapar 147) ou óleo base (Risella X415) passaram no teste com um BTR de 0,1 a 0,8 (deve ser menor ou igual a 1,0 para passar no teste). Um resumo das razões comparativas de toxicidade de sedimentos para as outras amostras é mostrado na Tabela 2.
[0052] As amostras também foram testadas quanto à biodegradabilidade sob condições anaeróbicas para determinar a taxa de biodegradação (BRR) do fluido base. O teste foi realizado usando o método ISO 11734:1995 Modificado: “Water quality - Evaluation of the ‘ultimate’ anaerobic biodegradability of organic compounds in digested sludge - Method by measurement of the biogas production (edição 1995)” (Available from the American National Standards Institute, 11 West 42nd Street, 13o andar , Nova York, NY 10036) suplementado com modificações no Apêndice 4 da 40 CFR, parte 435, subparte A e detalhado no Apêndice B da “Final NPDES General Permit for New and Existing Sources and New Dischargers in the Offshore Subcategory of the Oil and Gas Extraction Category for the Western Portion of the Outer Continental Shelf of the Gulf of Mexico (GMG290000) ”. Esse é um teste de biodegradação anaeróbica de 275 dias. As amostras que compreendem olefinas internas e parafina normal derivada de FT, com 14 a 18 átomos de carbono (Sarapar 147) ou óleo base (Risella X415), passaram no teste com uma BRR de 0,6 a 0,9 (deve ser menor ou igual a 1,0 para passar no teste) de acordo com a permissão geral da EPA dos EUA no Golfo do México (GMG290000). Um resumo de razões de toxicidade de sedimento comparativas para as outras amostras mostradas na Tabela 2.
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RESULTADOS E DISCUSSÃO
[0053] Os resultados dos testes para olefinas internas individuais, parafinas e mesclas de olefina/parafina são apresentados na tabela 2. Todos os produtos de olefina internos testados passam tanto nos requisitos de biodegradação anaeróbica quanto nos requisitos de toxicidade de sedimentos em sua forma pura. Os produtos da Shell NEOFLO ™ 1-58 e NEOFLO ™ 1- 68i têm menos ramificação e, portanto, biodegradação melhor que a amostra A C16-18 IO e a amostra B C1618 IO. Isso se reflete nos valores mais baixos de BRR para os produtos NEOFLO. Os hidrocarbonetos lineares biodegradam mais facilmente do que os ramificados.
[0054] O Sarapar 147 não passa no teste de biodegradação anaeróbica devido à sua natureza parafínica. O mesmo passa no teste de toxicidade de sedimentos. O teste de mescla mostrou que os produtos NEOFLO™ 1-58 e NEOFLO™ 1-68i da Shell que contêm menos de cerca de 20% de ramificação podem ser misturados com até 30% do Sarapar 147 e ainda passam no teste de biodegradação anaeróbica com BRRs de 0,8. No entanto, a Amostra A C1618 IO (cerca de 27% de ramificação) e Amostra B C1618 IO (cerca de 40% de ramificação) com ramificação mais alta não passam no teste de biodegradação anaeróbica com esse nível de Sarapar 147 presente (consultar Tabela 2) com BRRs de 1,2 e 1,1, respectivamente.
[0055] Além disso, a olefina NEOFLO 1-58 da Shell pode ser mesclada com um óleo base GTL sintético, Risella X 415, a 15% e ainda passar no teste de biodegradação anaeróbica com uma BRR de 0,6.
[0056] As observações acima indicadas indicam que os produtos derivados de FT podem ser usados em fluidos de perfuração sem o uso de ésteres e sem um efeito negativo na biodegradabilidade anaeróbica e na toxicidade do sedimento desse fluido de perfuração devido ao uso de olefinas internas lineares que contêm menos de 20% em peso de ramificação.

Claims (13)

REIVINDICAÇÕES
1. Fluido de perfuração, caracterizado pelo fato de que compreende uma ou mais olefinas internas lineares com 15 a 18 átomos de carbono e que contém menos de 25% de ramificação com base na quantidade total de olefina interna linear e um produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado.
2. Fluido de perfuração de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que possui uma olefina interna linear com 16 átomos de carbono e uma olefina interna linear com 18 átomos de carbono.
3. Fluido de perfuração de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que tem uma olefina interna linear com 15 átomos de carbono e uma olefina interna linear com 18 átomos de carbono.
4. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a olefina interna linear contém menos de 20% em peso de ramificação, preferencialmente menos de 10% em peso de ramificação com base na quantidade total da olefina interna linear.
5. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o produto derivado de Fischer-Tropsch hidrogenado é uma parafina normal derivada de Fischer- Tropsch hidrogenada com 14 a 18 átomos de carbono ou um óleo base derivado de Fischer-Tropsch.
6. Fluido de perfuração de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o óleo base derivado de Fischer-Tropsch compreende de 20 a 28 átomos de carbono.
7. Fluido de perfuração de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a quantidade de parafina normal é de pelo menos 30% em peso, de preferência pelo menos 40% em peso com base na quantidade total de olefina interna linear e de parafina.
8. Fluido de perfuração de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a quantidade do óleo base é de pelo menos 15% em peso, de preferência pelo menos 20% em peso, com base na quantidade total da olefina interna linear e do óleo base.
9. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a olefina contém menos de 10% de ramificação e uma parafina normal de Fischer-Tropsch em quantidade de pelo menos 30% em peso, com base na quantidade total de olefina e da parafina normal de Fischer-Tropsch.
10. Processo para preparar um fluido de perfuração como definido em qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que um óleo base ou uma parafina normal hidrogenada derivada de Fischer-Tropsch é adicionada a uma olefina interna linear.
11. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a quantidade de parafina normal ou óleo base hidrogenado derivado de Fischer-Tropsch está na faixa de 15 a 30% em peso com base na quantidade total de olefina e na parafina normal ou óleo base de Fischer- Tropsch.
12. Processo de acordo com a reivindicação 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que a olefina interna linear contém menos de 10% de ramificação.
13. Uso de um fluido de perfuração como definido em qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que é para melhorar a biodegradabilidade anaeróbica e reduzir a toxicidade de sedimentos de olefinas internas lineares e produtos derivados de FT hidrogenados em composições de fluido de perfuração.
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