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AVALIAÇÃO DOS EFEITOS DA TEMPERATURA E DE ADITIVOS POLIMÉRICOS NAS PROPRIEDADES DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ARGILOSOS

Renalle Cristina Alves de Medeiros Nascimento¹, Jeniffer Silva Martins¹, Luciana Viana Amorim ¹

¹ Universidade Federal de Campina Grande e-mail: [email protected]

RESUMO Na perfuração de poços de petróleo é frequente o uso de fluidos de perfuração contendo

aditivos na sua composição, cujo objetivo é melhorar determinadas propriedades, sendo

esta a maneira de menor custo para adequá-los as condições operacionais impostas.

Este trabalho tem como objetivo avaliar a influência da temperatura, assim como, o efeito

do aditivo polimérico carboximetilcelulose (CMC) nas propriedades reológicas e de

filtração dos fluidos argilosos. Para tanto, foram preparados 15 fluidos, cuja formulação

continham duas amostras de CMC (CMC 1 e CMC 2) e Calcita. Para realização do estudo

utilizou-se um viscosímetro Fann 35A para determinar as propriedades reológicas e um

filtro-prensa HPHT para determinar os parâmetros de filtração. Os resultados

evidenciaram que maiores concentrações CMC 2 influenciam de maneira mais

significativa as propriedades estudadas. Além disso, a temperatura teve influência

bastante significativa, causando o aumento da viscosidade e a redução do volume do

filtrado dos fluidos estudados.

Palavras-chave: Fluidos argilosos, Aditivos, Carboximetilcelulose, Temperatura.

22º CBECiMat - Congresso Brasileiro de Engenharia e Ciência dos Materiais06 a 10 de Novembro de 2016, Natal, RN, Brasil

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mailto:[email protected]

1. INTRODUÇÃO

A perfuração de poços convencional (overbalance) é caracterizada por conservar a

pressão hidrostática ligeiramente maior do que a pressão exercida pela formação, de

modo a evitar o influxo indesejado para dentro do poço, o kick. Nessa técnica é

necessário ter precauções para que não seja ultrapassada a pressão de fratura da

formação rochosa, pois a rocha fraturada permite uma maior perda de circulação do fluido

e essa invasão poderia causar dano irreversível à rocha reservatório. O intervalo entre a

pressão de poros e a pressão de fratura da rocha é chamado de janela operacional do

processo. A Figura 1 ilustra a janela operacional de pressão de um determinado poço.

Figura 1- Representação de uma janela operacional de pressão de um poço.

(OMLAND, 2009).

Em formações permeáveis o diferencial de pressão provoca a invasão do fluido de

perfuração para a formação, resultando em um fenômeno conhecido como

filtração.Segundo Santana (2003), o processo de filtração consiste em duas fases:

− Uma fase inicial (spurt loss) que antecede a formação do reboco, onde

ocorre apenas a invasão do filtrado para a formação, deslocando e comprimindo o fluido

existente. Nesta fase podem ocorrer taxas elevadas de filtração.

− Uma segunda fase que sucede a formação e a consolidação do reboco

sobre a superfície do meio filtrante, o fluxo de fluidos para a formação passa a ser

controlado pela resistência do reboco.


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O reboco é uma membrana de baixa permeabilidade formada pela deposição de

partículas, ligeiramente menores que o tamanho dos poros da formação, que estavam

contidas no fluido de perfuração, e se depositaram nas paredes do poço durante o

processo de filtração.

Essas partículas, conhecidas como agentes obturantes, ficam presas nos poros da

superfície, enquanto que partículas mais finas são depositadas mais profundamente na

formação, formando o reboco interno. A zona obturada nos poros da superfície começa a

aprisionar partículas sucessivamente menores, ocasionando a formação do reboco

externo, e em poucos segundos, apenas o fluido invade a formação. A suspensão de

partículas que entraram na formação enquanto o reboco está sendo estabelecido chama-

se jato de lama (spurt mud) (CAENN, DARLEY e GRAY, 2011).

É de extrema importância que os parâmetros de filtração (volume de Filtrado,

espessura e permeabilidade do reboco) sejam controlados adequadamente. A perda

demasiada de fluidos de perfuração para a formação podem trazer diversos problemas,

como a exemplo, o surgimento de Kicks e o desmoronamento das paredes do poço.

Rebocos com grandes espessuras também representam um fator negativo, pois causam

a redução do diâmetro do poço, o que pode ocasionar o aprisionamento da coluna de

perfuração.

Sendo assim, este trabalho tem como objetivo avaliar a influência da temperatura,

assim como, o efeito do aditivo polimérico carboximetilcelulose (CMC) nas propriedades

reológicas e de filtração dos fluidos argilosos.

2. MATÉRIAIS E MÉTODOS

2.1. Materiais

Foram utilizados fluidos de perfuração com formulação definida com base em

estudos anteriores desenvolvidos por Nascimento (2012) e Nóbrega (2015).

Para a preparação destas, utilizou-se argila bentonítica sódica, comercialmente

conhecida por Brasgel PA, proveniente das jazidas de Boa Vista-PB, amostras de CMC

com diferentes massas molares (CMC 1 e CMC 2) adquiridas na Empresa Sigma Aldrich

Brasil Ltda/SP e uma amostra de Calcita fornecida pela PETROBRAS.

2.2. Métodos O desenvolvimento dos estudos experimentais deste trabalho consistiu na

preparação dos fluidos de perfuração e na realização do estudo reológico e das

propriedades de filtração destes.


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Foram preparados quinze (15) fluidos de perfuração, com concentração fixa de

argila bentonítica (17g) e calcita (20g), diferentes concentrações de CMC (0 a 2g). Os

fluidos de perfuração foram ensaiados nas seguintes temperaturas: temperatura ambiente

30°C (86°F), a 54,5°C (130°F) e a 80°C (176°F). As formulações são apresentadas na

Tabela1.

Tabela 1- Formulações dos fluidos de perfuração argilosos.

Fluidos Argilosos

Concentração de argila

(g/350mL)

Concentração de CMC

1(g/350mL)

Concentração de CMC 2 (g/350mL)

Concentração de Calcita (g/350mL)

Temperatura (°C)

F1 17 − − 20 30

F2 17 1 − 20 30

F3 17 2 − 20 30

F4 17 − 1 20 30

F5 17 − 2 20 30

F6 17 − − 20 54,5

F7 17 1 − 20 54,5

F8 17 2 − 20 54,5

F9 17 − 1 20 54,5

F10 17 − 2 20 54,5

F11 17 − − 20 80

F12 17 1 20 80

F13 17 2 20 80

F14 17 − 1 20 80

F15 17 − 2 20 80

2.2.1. Preparação dos fluidos argilosos

Para a preparação dos fluidos de perfuração, a argila foi adicionada à agua deionizada

sob agitação constante a uma velocidade de 13.000 rpm em agitador Hamilton Beach,

modelo 936 por 5min. Posteriormente, com base nas formulações elaboradas, foi iniciada

a adição dos aditivos na seguinte ordem: calcita, CMC1 e CMC2. Ao adicionar cada

aditivo, a mistura era mantida sob agitação por 5min.

2.2.2. Propriedades Reológicas

Após a preparação, os fluidos argilosos foram mantidos em repouso por 24h, e em

seguida agitadas por 5min em um agitador mecânico Hamilton Beach modelo 936, para

posteriormente ser realizado o estudo das propriedades reológicas, utilizando um

viscosímetro Fann 35A, onde foram realizadas leituras nas velocidades de 600, 300, 200,

100, 6 e 3rpm.


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Para obtenção da força gel inicial (Go) foi necessário inicialmente acionar o

viscosímetro a uma velocidade de 600 rpm por 15s, em seguida a suspensão foi deixada

em repouso por 10s e só então, foi realizada a leitura com o viscosímetro rotacionando a

3rpm. Para a leitura da força gel final (Gf ), foi feito o mesmo procedimento do Go, porém o

tempo de repouso foi de 10min.

A viscosidade aparente (VA) e plástica (VP), o limite de escoamento (LE) e a força

gel (FG) foram calculados utilizando as Equações abaixo.

- Viscosidade aparente (VA):

(cP) (1)

- Viscosidade plástica (VP):

(cP) (2)

- Limite de escoamento (LE):

(N/m2) (3)

- Força Gel (FG):

(N/m2) (4)

2.2.3. Propriedades de filtração

Para a realização do estudo das propriedades de filtração foram utilizados filtros-

prensa Fann. Os fluidos argilosos foram submetidos a uma pressão de 100psi por 30min

a diferentes temperaturas, de acordo com a norma API (2005).

Durante o estudo foi analisada a relação entre o volume de filtrado (VF) e o tempo

de filtração, a fim de determinar o volume de filtrado inicial (spurt loss). Por meio da

Norma ANSI/API 13I (2009) foi possível determinar o spurt loss (VSL). Para tanto, o VF foi

medido nos tempos 1min; 5min; 7,5min; 10min; 15min; 25min e 30min e traçado o gráfico

volume de filtrado versus raiz quadrada do tempo.

3. RESULTADOS E DISCURSÕES

3.1. Avaliação das Propriedades Reológicas


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Na Tabela 2 estão apresentados os resultados das propriedades reológicas (VA-

Viscosidade Aparente; VP- Viscosidade Plástica; LE- Limite de Escoamento e FG- Força

Gel).

Tabela 2- Propriedades Reológicas dos fluidos de perfuração argilosos estudados.

Fluidos argilosos

VA VP LE FG

F1 15,5 4 21 31

F2 23 10 26 18

F3 20,5 13 15 20

F4 29 13 32 63

F5 44 19 50 74

F6 22,5 4 37 40

F7 18 8 20 41

F8 21,5 7 29 35

F9 30 9 42 20 F10 52,5 23 59 41

F11 31 4 54 49

F12 17,5 7 21 55

F13 31 17 28 50

F14 30,5 11 39 19

F15 50 19 62 42

Ao comparar os fluidos (F1, F6 e F11) que foram ensaiadas em diferentes

temperaturas, porém possuem a mesma composição (sem adição da

carboximetilcelulose), é possível observar que a CMC ocasionou variações nas

propriedades reológicas dos fluidos estudados representando uma melhoria.

Os fluidos preparados com CMC1 (F2, F3, F7, F8, F12, F13) ao serem comparados

com aqueles que tiveram CMC 2 (F4, F5, F9, F10, F14, F15) adicionadas a sua

composição, apresentaram uma redução nos valores das propriedades reológicas. Isto

acontece porque o CMC 1 é um polímero de cadeia curta, e este tipo de polímero age

geralmente como defloculante, sendo responsável por neutralizar parte das cargas

positivas das partículas de argila, o que aumenta a distância entre elas (BARBOSA,

AMORIM e FERREIRA,2007).

Enquanto que a CMC 2 apresenta uma maior massa molar, devido a sua cadeia

mais longa. Sua adição provoca a redução da distância entre as partículas de argila, uma

vez que ocorre o encapsulamento e formação de pontes entre estas, o que favorece a

floculação (AMORIM, 2003). Esse comportamento torna-se evidente nos fluidos (F5, F10

e F15) que tiveram adicionados a sua composição a concentração máxima de CMC 2


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(2g/350 mL de água), e como consequência, apresentaram altos valores da VA

correspondente a 44, 52,5 e 50cP, respectivamente.

Segundo Nascimento (2013) o efeito da temperatura sobre as propriedades

reológicas de suspensões de bentonita é imprevisível, não é totalmente compreendido e

nenhum mecanismo de ação, amplamente aceito, foi proposto. É possível observar que

as suspensões de bentonita ao serem submetidas a altas temperaturas apresentam

pequena redução nos valores de viscosidade plástica e grande aumento no limite de

escoamento.

3.2. Avaliação das Propriedades de Filtração

Na Tabela 3 encontram-se os resultados obtidos para as propriedades de filtração

(Volume de Filtrado-VF; Volume de Filtrado Corrigido- VFcorr e poder de Retenção-R) dos

fluidos estudados.

Tabela 3- Propriedades de filtração dos fluidos estudados

Fluidos argilosos

VF (mL)

Vfcorr (mL)

R

F1 8,8 9,6 39,77

F2 5,0 5,5 70,00

F3 5,0 5,5 70,00

F4 5,4 6,0 64,81

F5 4,8 5,4 72,92

F6 11,8 12,7 29,66

F7 7,0 7,6 50,00

F8 7,0 7,9 50,00

F9 6,8 7,0 51,47

F10 6,8 7,4 51,47 F11 16,0 16,3 21,88

F12 9,2 10,5 38,04

F13 8,0 8,7 43,75

F14 9,0 9,4 38,89

F15 7,8 7,9 44,87

A temperatura foi uma variável que ocasionou uma mudança significativa nas

propriedades de filtração dos fluidos, pois estes apresentaram maiores valores de VF com

o aumento de temperatura. Isso pode ser explicado porque mudanças na temperatura

afetam o equilíbrio eletroquímico, responsável por regular o grau de floculação e

agregação das suspensões, alterando a permeabilidade do reboco e, consequentemente,

o volume do filtrado (CAENN, DARLEY e GRAY, 2011).


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Por meio dos resultados apresentados na Tabela 3, é possível observar que o fluido

F11 apresentou um maior valor de VF, correspondente a 16,0mL, provavelmente pelo fato

da sua formulação não conter carboximetilcelulose (CMC), que age como controlador de

filtrado.

Ao comparar os fluidos cujas formulações continham como aditivo a CMC 1 (F2, F3

F7, F8, F12, F13) ou a CMC 2 (F4, F5, F9, F10,F14, F15), com aqueles que continham

apenas a calcita (F1, F6, F11), observou-se que, dentre aqueles ensaiados na mesma

temperatura, os aditivos poliméricos reduziram de forma efetiva as perdas de filtrado.

Sendo que essa redução foi mais evidenciada nos fluidos que tiveram a adição máxima

de CMC 2 (2g/350 mL de água). Esse resultado é justificado pelo fato desse tipo de CMC,

que possui maior massa molar e em elevada concentração, aumenta a viscosidade e

reduz o filtrado.

De acordo com Nascimento (2013), os fluidos de perfuração aditivados com

polímeros possuem uma tendência para apresentarem melhor comportamento reológico e

menor perda de filtrado. Uma vez que, após a dispersão do polímero em meio liquido,

tem-se a hidratação das cadeias poliméricas, o que causam o seu alongamento e em

seguida o inchamento, ocasionando a diminuição da água livre presente no sistema e

como consequência tem-se o aumento da viscosidade e a redução do VF. No caso de

fluidos argilosos esse fenômeno é acentuado, pelo fato do polímero interagir com a argila

presente, isso ocorre devido à formação da camada de solvatação entre as camadas

negativas do polímero e as cargas positivas presentes nas arestas das partículas de

argila.

O volume de filtrado corrigido representa o VF total, uma vez que considera a perda

de fluidos para a formação rochosa antes que o reboco seja formado, no tempo igual a

zero (NÓBREGA, 2015). Assim, os valores obtidos para Vfcorr dos fluidos argilosos

estudados apresentaram variações pouco significativas em relação aos valores de VF,

isso se deve muito provavelmente ao fato de que no inicio da filtração, nos fluidos

argilosos a formação do reboco é quase imediata, o que não dá tempo da fase continua

do fluido passar através do reboco.

Quanto maior o poder de retenção (R) menor serão os danos provocados à

formação rochosa. Esta propriedade é inversamente proporcional ao volume de filtrado,

sendo assim, quanto maior o volume de filtrado, menor o poder de retenção, ou vice-

versa. Logo, os fluidos que possuíram maiores valores de VF (F1, F6, F11) por não conter

controlador de filtrado na sua composição, apresentaram também um menor poder de

retenção.


9990

Por meio dos valores de filtrado adquiridos em diferentes tempos, foi possível plotar

os gráficos que permitiram determinar a perda de filtrado inicial (spurt loss), esses gráficos

estão apresentados nas Figuras 2, 3 e 4, enquanto que na Tabela 4 encontram-se as

equações das curvas e os valores de Spurt Loss para os fluidos argilosos estudados.

Figura 2-Curvas de spurt loss para os fluidos argilosos estudados a

Temperatura ambiente.

Figura 3-Curvas de spurt loss para os fluidos argilosos estudados a 130°F

(55°C).


9991

Figura 3- Curvas de spurt loss para os fluidos argilosos estudados a 176°F (80°C).

Tabela 4- Equações, parâmetros e valores de spurt loss dos fluidos argilosos

estudados.

Fluidos argilosos Equação Spurt loss

F1 y = 1,7356x - 0,7662 -0,7662 F2 y = 1,0076x - 0,481 -0,481 F3 y = 0,9872x - 0,4552 -0,4552 F4 y = 1,0892x - 0,6117 -0,6117 F5 y = 0,9712x - 0,5871 -0,5871 F6 y = 2,2706x - 0,5615 -0,5615 F7 y = 1,4702x - 0,8767 -0,8767 F8 y = 1,4595x - 0,9257 -0,9257 F9 y = 1,2762x - 0,1677 -0,1677

F10 y = 1,3301x - 0,5771 -0,5771 F11 y = 2,9631x - 0,2563 -0,2563 F12 y = 1,9236x - 1,2828 -1,2828 F13 y = 1,7126x - 0,7177 -0,7177 F14 y = 1,6965x - 0,435 -0,435 F15 y = 1,4229x - 0,0601 -0,0601

É possível observar que os valores obtidos para o spurt loss dos fluidos argilosos

estudados são todos negativos, o que significa que o volume de filtrado obtido

experimentalmente no instante em que começou a filtração é nulo, e não possui

significado físico (MACEDO et al.) Isto acontece porque para os fluidos estudados, a

formação do reboco é quase que simultânea ao inicio da filtração.

4. CONCLUSÕES


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De maneira geral, com o desenvolvimento do estudo foi possível observar que a

adição de carboximetilceluose ocasionou melhorias nas propriedades reológicas e de

filtração, uma vez que a interação polímero-argila e polímero-polímero favorecem a

melhor hidratação e dispersão dos mesmos. Maiores concentrações (2g/200mL de água)

de CMC de cadeia molecular mais longa (CMC 2) ocasionou melhorias mais significativas

nas propriedades reológicas e nas de filtração. A temperatura foi uma variável que

também ocasionou mudanças nos fluidos estudados, provando um aumento dos valores

das propriedades reológicas e do volume de filtrado. Melhores resultados foram obtidos

para os fluidos com 17g de argila, 2g de CMC 2 e 20g de calcita.

5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AMORIM, L. V. Melhoria, proteção e recuperação da reologia de fluidos hidroargilosos para uso na perfuração de poços de petróleo. 2003. 326f. Tese (Doutorado em Engenharia de Processos) – Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba.

AMORIM, L. V.; BARBOSA, M. I. R.; FERREIRA, H. C. Desenvolvimento de compostos bentonita/polímeros para aplicação em fluidos de perfuração – Parte 2, Revista Matéria, v. 13, n. 1, p. 209-219, 2008. Disponível em: http://www.scielo.br/pdf/rmat/v13n1/a26v13n1.pdf. Acesso: em 9 de fevereiro de 2016.

ANSI/API, RecommendedPractice for LaboratoryTestingofDrillingFluids 13I, EighthEdition, 2009.

API.Petroleum and Natural Gas Industries - Field testing of drilling fluids - Part 1: Water-based fluids.ISO/WD 10414-1 e ISO TC 67/SC 3 N, 2005

CAENN, R.; DARLEY, H. C. H.; GRAY, G. R. Compositionandpropertiesofdrillingandcompletionfluids, SixthEdition. Houston: GulfPublishingCompany, 2011, 720 p.

MACEDO, D. A.; ARAÚJO, P. A. S.; CELA, B.; CESÁRIO, M. R.; NASCIMENTO, L. A.; ANDRADE, F. L. F. Influência do tratamento químico nas propriedades reológicas e de filtrado de fluidos de perfuração à base de água contaminados com cimento. In: 5º Congresso Brasileiro de Pesquisa e Desenvolvimento em Petróleo e Gás, 2009, Ceará. Disponível em: http://www.portalabpg.org.br/PDPetro/5/publicacoes/repositorio/trabalhos/2762009.19.1.2.pdf. Acesso: em 09 de fevereiro de 2016.

NASCIMENTO, R. C. A. M. Estudo do fenômeno de prisão diferencial e da estabilidade térmica de fluidos argilosos. 2013. 138f. Tese (Doutorado em Ciência e Engenharia de Materiais) – Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba.

NÓBREGA, K.C., Efeitos da Adição da CMC e da Calcita nas Propriedades de Filtração de Fluidos Argilosos. 2015. 85f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Materiais) – Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba.


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OMLAND, T. H. Particlesettling in non-NewtoniandrillingFuids. Dissertação de Ph.D. UniversityofStavanger, Facultyof Science and Technology, 2009.

ASSESSMENT OF THE EFFECTS OF TEMPERATURE AND POLYMERIC ADDITIVE PROPERTIES IN DRILLING MUDS

ABSTRACT

Drilling muds containing additives in their composition are often used in the drilling of oil

wells, which aims to improve certain properties. It has been the lowest cost way to make

the drilling muds fit the required operating conditions. This study aims to evaluate the

influence of temperature, as well as the effect of carboxymethylcellulose polymer and

calcite additives on the rheological and filtration properties of drilling fluids Therefore, we

prepared 15 drilling fluids, whose formulation contained CMC 1, CMC 2 and Calcite. To

perform the study was used a viscometer Fann 35A to determine the rheological

properties and a HPHT filter press to determine the filter parameters. The results showed

that higher concentrations of CMC 2 affect more significantly the properties studied. In

addition, the temperature had a very significant effect, causing increased viscosity and

reducing the volume of filtrate on the clay suspensions studied.

KEYWORDS: Drilling muds, Additives, Carboxymethylcellulose and Calcite.


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