Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de ... · Neste capítulo será apresentado os conceitos sobre fluidos de perfuração, apresentando suas principais funções

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração aquoso

salgado

Samara Leandro da Silva

Junho, 2018

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1



Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração aquoso

salgado

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador (a): Profª. Drª. Vanessa Cristina Santanna

Junho, 2018

NATAL, RN





SILVA, Samara Leandro. Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração

aquoso salgado. 2018. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade

Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Palavras-Chaves: fluido de perfuração; viscosificante; atapulgita.

Orientadora: Profª. Drª. Vanessa Cristina Santanna

RESUMO

Os fluidos de perfuração são essenciais para o processo de perfuração de um poço de petróleo,

pois resfriam e limpam a broca, direcionam os cascalhos para a superfície e outras funções. Nos

fluidos são adicionados alguns agentes com funções específicas para realizar uma perfuração

de forma segura e de baixo custo. Cada vez mais são realizados estudos com a finalidade de

conhecer aditivos mais baratos e que promovam eficiência na perfuração. Este trabalho realizou

a comparação de um fluido aquoso salgado (viscosificado com polímeros), utilizado na

indústria, com um fluido aquoso viscosificado com a argila atapulgita. No fluido com atapulgita

foi variada a sua concentração e a de cloreto de sódio (NaCl). Foram feitas as medições do peso

específico, viscosidade aparente, viscosidade plástica, limite de escoamento, filtrado API e pH

do fluido, de acordo com a norma API. Os resultados obtidos mostraram que os fluidos com

atapulgita, em maior concentração, não sofreram muita interferência do NaCl nos resultados

reológicos. Porém, os fluidos com menor concentração de atapulgita sofreram mais

interferência e só obtiveram bons resultados reológicos quando estavam com pouca

concentração de NaCl. Além de bons resultados nas propriedades reológicas, os fluidos com

maiores concentrações de atapulgita tiveram bons resultados no teste de filtrado API, pois o

volume de filtrado foi menor.



SILVA, Samara Leandro. Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração

aquoso salgado. 2018. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade

Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Keywords: Drilling fluid; NaCl; viscosifying agent; atapulgite.

Tutor: Profª. Drª. Vanessa Cristina Santanna

ABSTRACT

Drilling fluids are essential for the drilling of an oil well as they cool and clean the drill, direct

the cuttings to the surface and other functions. In the fluids are added some agents with specific

functions to perform a drilling safely and inexpensively. More and more studies are being

carried out to find cheaper additives that promote drilling efficiency. This work compared a

saline aqueous fluid (polymer-viscous) used in industry with an aqueous fluid viscosified with

the atapulgite clay. In the fluid with atapulgite its concentration and that of sodium chloride

(NaCl) were varied. Measurements of specific gravity, apparent viscosity, plastic viscosity,

flow limit, API filtrate and pH of the fluid were made according to the API standard. The results

showed that the fluids with atapulgite, in higher concentration, did not suffer much interference

of the NaCl in the rheological results. However, the fluids with lower concentration of

atapulgite suffered more interference and only obtained good rheological results when they had

low concentration of NaCl. In addition to good results in rheological properties, fluids with

higher concentrations of atapulgite had good results in the API filtration test, because the filtrate

volume was lower.



DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho de conclusão de curso em primeiro lugar, a Deus, pela força е

coragem que ele me proporcionou durante esta longa caminhada.

Dedico também à minha família, por acreditarem е investirem em mim. Em especial à

minha mãe que sempre me aconselhou nos momentos mais difíceis da caminhada e ao meu

padrasto (in memoriam) por ter me incentivado a buscar me desenvolver, cada vez mais, na

minha formação acadêmica.



AGRADECIMENTOS

À minha mãe, Goretti Maria Leandro Antunes, por me motivar a continuar, mesmo

diante das dificuldades enfrentadas.

À minha irmã, Symone Leandro de Castro, pela compreensão e apoio que me deu para

finalizar o curso.

Ao meu padrasto (in memoriam), Antônio Lacerda de Castro, que me incentivou a

realizar este curso e querer concluir.

Ao meu namorado, Vitor Vinícius Soares da Silva, pelo carinho, paciência е por me

trazer tranquilidade na correria de cada semestre.

À minha orientadora, professora Dr.ª Vanessa Cristina Santanna, por todo apoio e

atenção que me proporcionou para realizar este trabalho.

Ao técnico do laboratório de fluido de perfuração, Heric Weverton dos Santos, por ter

me ajudado a utilizar os equipamentos do local.

Aos professores do Departamento de Engenharia de Petróleo que me deram todos os

ensinamentos que me ajudaram a fazer este trabalho e concluir o curso.



ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Fluido viscoso entre placas cisalhado por uma força aplicada na placa superior. .. 20

Figura 2 – Folha octaédrica da Brucita. .................................................................................... 25

Figura 3 – Ligação entre uma folha octaédrica e duas folhas tetraédricas por meios de átomos

de oxigênio. ...................................................................................................................... 26

Figura 4 - Agitador Hamilton Beach. ....................................................................................... 34

Figura 5 – Estufa Roller Oven. ................................................................................................. 35

Figura 6 – Célula armazenadora do fluido. .............................................................................. 35

Figura 7 – pHmetro digital de bancada. ................................................................................... 36

Figura 8 – Viscosímetro. .......................................................................................................... 37

Figura 9 – Balança densimétrica pressurizada. ........................................................................ 38

Figura 10 - Indicador de nível de bolha. ................................................................................... 39

Figura 11 – Filtro prensa API. .................................................................................................. 40

Figura 12 – Manômetro. ........................................................................................................... 40

Figura 13 – Gráfico da viscosidade aparente dos fluidos com melhores desempenhos. .......... 42

Figura 14 – Viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração de 3,5

g/350 mL de atapulgita. .................................................................................................... 42

Figura 15 – Gráfico da viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração

de 17,5 g/350 mL de atapulgita. ....................................................................................... 43



LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Composição do fluido convencional aquoso salgado tratado com polímeros. ........ 32

Tabela 2 – Composições dos fluidos com argila atapulgita. .................................................... 33

Tabela 3 – Resultados obtidos com os fluidos realizados. ....................................................... 41



LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

API Instituto Americano do Petróleo

°C Grau Celsius

CaCO3 Carbonato de cálcio

cP Centipoise

∆V Diferença de velocidade

∆Y Diferença na distância

dina/cm2 Dina por centímetro quadrado

cm Centímetro

CMC Carboximetilcelulose

F Força

γ Taxa de cisalhamento

g/ml Grama por mililitro

HPA Hidroxi propil amido

HPHT Alta pressão e alta temperatura

kg/m3 Kilograma por metro cúbico

lb/bbl Libra por barril

lb/ ft2 Libra por pé ao quadrado

lb/ft3 Libra por pé cúbico

lb/gal Libra por galão

LE Limite de Escoamento

m Massa

m2 Metro ao quadrado

mg Miligrama

mg/l Miligrama por litro

ml Mililitro

mm Milimetro

NaCl Cloreto de sódio

N/m2 Newton por metro quadrado



Pa Pascal

Pa/m2 Pascal por metro quadrado

pH Potencial Hidrogeniônico

QSP Quantidade suficiente para preparo

ppm Partes por milhão

ρ Massa específica

rpm Rotações por minuto

s-1 Segundo a potência menos um

S Área da superfície

SG Gravidade específica

τ Tensão de cisalhamento

v Volume

VA Viscosidade Aparente

VP Viscosidade Plástica



SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 14

2 ASPECTOS TEÓRICOS 15

2.1 FLUIDO DE PERFURAÇÃO 15

2.2 CLASSIFICAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 15

2.2.1 Fluidos de perfuração à base de água 16

2.2.2 Fluidos de perfuração à base de óleo 16

2.2.3 Fluidos de perfuração à base de gás 17

2.3 PROPRIEDADES DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 17

2.3.1 Densidade 17

2.3.2 Parâmetros reológicos 18

2.3.2.1 Fluxo de escoamento 19

2.3.2.2 Tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento 19

2.3.2.3 Viscosidade Aparente 21

2.3.2.4 Viscosidade Plástica 21

2.3.2.5 Limite de Escoamento 21

2.3.2.6 Força gel 21

2.3.3 Parâmetros de filtração 22

2.3.4 Concentração hidrogeniônica (pH) 22

2.4 ADITIVOS 22

2.4.1 Alcalinizante 23

2.4.2 Bactericida 23

2.4.3 Inibidor de argila 23

2.4.4 Obturante 24

2.4.5 Lubrificante 24

2.4.6 Redutor de filtrado 24

2.4.7 Viscosificantes 24



2.5 ARGILOMINERAIS 25

2.5.1 Atapulgita 27

3 ESTADO DA ARTE 29

3.1 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE ATAPULGITA 29

3.2 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE SAL 29

4 MATERIAIS E METÓDOS 31

4.1 OBTENÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 31

4.2 DETERMINAÇÃO DO PH 36

4.3 DETERMINAÇÃO DA REOLOGIA 36

4.4 DETERMINAÇÃO DO PESO ESPECÍFICO 37

4.5 DETERMINAÇÃO DO FILTRADO API 39

5 RESULTADOS 41

6 CONCLUSÃO 45

REFERÊNCIAS 46


14 Samara Leandro da Silva

1 INTRODUÇÃO

Na perfuração de um poço de petróleo é necessário utilizar um fluido de perfuração,

algumas das funções são carrear os cascalhos de dentro do poço para a superfície, resfriar a

broca e exercer uma pressão hidrostática sobre a formação ao redor do poço. O fluido entra no

poço através de bombas e retorna para a superfície pelo espaço entre os tubos e a parede do

poço.

Os fluidos de perfuração, geralmente, consistem em água e aditivos que possuem

funções específicas para facilitar a perfuração e garantir estabilidade, como por exemplo,

viscosificante, redutor de filtrado, bactericida, adensantes, e entre outros.

Como viscosificante, o argilomineral atapulgita pode ser utilizado em fluidos de

perfuração aquosos salgados, pois não são tão afetados com a presença do sal. As suspensões

de atapulgita, quando estão em presença de sais, formam suspensões viscosas, e assim podem

conservar suas propriedades reológicas.

Realizar um estudo sobre aditivos de fluidos de perfuração é muito importante, pois as

empresas que trabalham com poços buscam obter fluidos cada vez mais eficientes, de baixo

custo e que não causem danos ao meio ambiente.

O objetivo deste trabalho foi analisar a aplicação da atapulgita em diferentes

concentrações, como viscosificante, em um fluido de perfuração aquoso salgado, substituindo

a presença de polímeros. Além disso, foi verificado a influência da concentração do cloreto de

sódio (NaCl) nas propriedades do fluido.

Foram realizadas medições da viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP),

limite de escoamento (LE), potencial hidrogeniônico (pH), peso específico e volume de filtrado

do fluido.



2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo será apresentado os conceitos sobre fluidos de perfuração, apresentando

suas principais funções e propriedades, assim como os aditivos mais utilizados.

2.1 FLUIDO DE PERFURAÇÃO

Os fluidos de perfuração podem ser à base de gás, água ou óleo e possuem aditivos na

formulação com a finalidade de obter maior eficiência.

Segundo THOMAS et al. (2001), é desejável que o fluido apresente as seguintes

características:

- Ser estável quimicamente;

- estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente;

- facilitar a separação dos cascalhos na superfície;

- manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;

- ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;

- aceitar qualquer tratamento físico e químico;

- ser bombeável;

- apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais

equipamentos do sistema de circulação;

- facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; e

- apresentar custo compatível com a operação.

Algumas funções do fluido são carrear os cascalhos de dentro do poço para a superfície,

resfriar a broca e exercer uma pressão hidrostática sobre a formação ao redor do poço.

2.2 CLASSIFICAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

Os fluidos podem ser classificados como à base de água, óleo ou gás, de acordo com o

constituinte predominante.



2.2.1 Fluidos de perfuração à base de água

Neste tipo de fluido as partículas sólidas ficam suspensas em água ou em salmoura.

Pode existir óleo emulsionado em água, a água será a fase contínua do fluido (CAENN et al.,

2014).

A função da água é prover um meio de dispersão para os materiais coloidais. Estes

materiais, principalmente argilas e polímeros, controlam a viscosidade, limite de escoamento,

força géis e filtrado em valores adequados para uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados

e capacidade para estabilizar as paredes do poço. Para selecionar a água deve ser considerado

alguns fatores como disponibilidade, custo para transporte e de tratamento, produtos químicos

que comporão o fluido e tipos de formações geológicas que serão perfuradas (THOMAS et al.,

2001).

Os produtos químicos que podem ser adicionados aos fluidos são: viscosificante, redutor

de filtrado, inibidor de argila, bactericida, alcalinizante, obturante, preventor de enceramento,

espumante, antiespumante, floculante, defloculante e entre outros.

Os fluidos de perfuração aquosos podem ser divididos em fluidos inibidos e fluidos não-

inibidos. Os fluidos inibidos são utilizados para perfuração em rochas com elevado grau de

atividade na presença de água doce. A rocha pode interagir com a água e pode torna-se plástica,

expansiva ou até mesmo solúvel. Os fluidos não-inibidos são utilizados na perfuração de

camadas rochosas superficiais. Pouco tratamento químico é utilizado, pois essas rochas são

inertes ao contato da água doce (THOMAS et al., 2001).

2.2.2 Fluidos de perfuração à base de óleo

Neste tipo de fluido as partículas sólidas ficam suspensas em óleo. A água ou salmoura

é emulsionada no óleo, portanto o óleo será a fase contínua (CAENN et al., 2014).

Segundo THOMAS et al. (2001), os fluidos à base de óleo têm conferido excelentes

resultados na perfuração dos seguintes poços:

- poços HPHT (alta pressão e alta temperatura);

- formações de folhelhos argilosos e plásticos;

- poços direcionais ou delgados ou de longo afastamento;



- formações com baixa pressão de poros ou de fratura.

Apesar de ser excelente para a perfuração de alguns poços, o fluido à base de óleo possui

algumas desvantagens, comparado com os fluidos à base de água, como por exemplo: maior

grau de poluição, maior custo inicial, dificuldade para combater à perda de circulação,

dificuldade para detectar a presença de gás e menor taxa de penetração.

Além disso, ainda existe os fluidos à base de óleo sintéticos que são considerados como

uma classe especial das lamas à base de óleo, neste caso a fase contínua é constituída de

substâncias oleosas que são produzidas por reações químicas ou purificadas de uma fração de

petróleo. Como substâncias produzidas por reações químicas tem ésteres, éteres e poliglicóis

(SERRA, 2003).

2.2.3 Fluidos de perfuração à base de gás

Neste tipo de fluido os cascalhos de perfuração são removidos por um fluxo de alta

velocidade de ar ou gás natural. É preciso adicionar agentes espumantes para remover pequenos

influxos de água (CAENN et al., 2014).

Estes fluidos de baixa densidade são recomendados para zonas com perdas de circulação

severas e formações com pressão muito baixa ou suscetível a danos. Também são

recomendados para formações muito duras, como o basalto ou o diabásio, para regiões com

escassez de água e para regiões glaciais, pois possuem camadas espessas de gelo (THOMAS et

al., 2001).

2.3 PROPRIEDADES DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

As propriedades físicas e químicas dos fluidos precisam ser ajustadas para cada tipo de

situação desejada. As propriedades físicas mais importantes são: massa específica, parâmetros

reológicos, forças géis (inicial e final), parâmetros de filtração e teor de sólidos. As

propriedades químicas mais frequentemente determinadas são: pH, teores de cloreto, de

bentonita e a alcalinidade (MELO, 2008).

2.3.1 Densidade



A densidade é definida como peso por unidade de volume. As unidades são libras por

galão (lb/gal), libras por pé cúbico (lb/ft3), quilogramas por metro cúbico (kg/m3), ou ainda

pode estar relacionada ao peso de um igual volume de água, como gravidade específica (SG-

specific gravity) (CAENN et al., 2014).

O ponto de partida do controle de pressão é o controle da densidade do fluido de

perfuração. O peso de uma coluna de fluido necessário para equilibrar a pressão de formação é

o ponto de referência a partir do qual todos os cálculos de controle de pressão são baseados. O

peso exigido da coluna estabelece a densidade do fluido para qualquer caso específico (ANNIS

e SMITH, 1996).

Ao ocorrer falha no controle de pressão do poço, pode ocasionar um blowout, ou seja,

um fluxo indesejável de hidrocarbonetos, gás ou água. Antes do blowout ocorrer, existe o kick,

que é um aviso de que o volume que retorna para a superfície está muito maior que o volume

que entra no poço. O controle da pressão pode ocorrer com o ajuste da densidade do fluido de

perfuração.

A densidade de uma lama é aumentada pela adição de barita, um tipo comercial de

sulfato de bário. A barita é usada como um agente de ponderação padrão, devido ao seu baixo

custo, alta gravidade específica, inércia e baixa abrasividade (ANNIS e SMITH, 1996).

2.3.2 Parâmetros reológicos

Segundo ALMEIDA e SILVA (2010), a reologia trata de um ramo da física relacionado

ao estudo do comportamento deformacional e do fluxo de matéria submetido a tensões, sob

determinadas condições termodinâmicas, ao longo de um intervalo de tempo. Descreve,

portanto, a deformação de um corpo sob influência de tensão. “Corpos” neste contexto podem

ser sólidos, líquidos ou gases. Inclui propriedades como: viscosidade, plasticidade e

elasticidade.

Em termos reológicos, a viscosidade é o parâmetro mais conhecido, sendo definida

como a resistência que uma substância apresenta ao fluxo (LUCENA, 2012).

Um material que se deforma reversivelmente quando sofre um esforço, mas que

recupera o volume e forma original após o alívio é definido como um copo elástico ideal. A



deformação sofrida é proporcional à tensão que foi aplicada. A razão entre a tensão e a

deformação relativa é denominada de módulo de elasticidade (MACHADO, 2002).

Já os fluidos viscosos ideais se deformam contínua e irreversivelmente, sob a ação de

um sistema de forças, e esta deformação é conhecida por escoamento. Portanto, corpos

considerados idealmente viscosos exibem escoamento, onde a taxa de deformação é uma função

da tensão (MACHADO, 2002).

2.3.2.1 Fluxo de escoamento

Existem dois tipos de fluxos de escoamentos de fluidos: laminar e turbulento.

O regime de fluxo laminar prevalece em baixas velocidades de fluxo. O fluxo é

ordenado, e a relação entre pressão e velocidade é função das propriedades viscosas do fluido

(CAENN et al., 2014).

O regime de fluxo turbulento prevalece em velocidades altas. O fluxo é desordenado e

é regido principalmente pelas propriedades inerciais do fluido em movimento. Equações de

fluxo são empíricas (CAENN et al., 2014).

2.3.2.2 Tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento

Quando um fluido flui, ele exerce um atrito de fricção - chamado de tensão de

cisalhamento - na superfície do tubo. A magnitude da tensão de cisalhamento depende do

arrasto de atrito entre as “camadas” adjacentes de fluido viajando em diferentes velocidades, e

a diferença nas velocidades das camadas adjacentes próximas à parede do tubo. A diferença de

velocidades entre camadas adjacentes é chamada de taxa de cisalhamento (ANNIS e SMITH,

1996).

Em outras palavras, a tensão de cisalhamento corresponde a uma força necessária para

manter o escoamento do fluido e pode ser representada pela Equação 1:

𝜏 =𝐹

𝑆 (1)

τ = Tensão de cisalhamento (Pa)



F = Força aplicada na direção do escoamento (Pa/m2)

S = Área da superfície (m2)

Unidades usuais da taxa de cisalhamento: N/m2 ou Pascal (Pa), dina/cm2 e lbf/ft2

A taxa de cisalhamento também pode ser denominada grau de deformação e pode ser

definida através da Equação 2:

𝛾 =∆𝑣

∆𝑦 (2)

γ = taxa de cisalhamento (s-1)

∆v = diferença de velocidade entre duas camadas (m/s)

∆y = distância entre as camadas (m)

A Figura 1 apresenta mais detalhadamente os conceitos mencionados sobre taxa de

cisalhamento. A taxa de cisalhamento depende da diferença entre a velocidade entre as duas

placas e distância entre elas. Uma placa é estacionária e a outra é móvel, portanto, a velocidade

vai aumentando quando se aproxima da placa móvel, até atingir uma velocidade máxima. Uma

foça está sendo aplicada para o lado direito e o perfil da tensão cisalhante se mantém uniforme

entre as placas.

Figura 1 – Fluido viscoso entre placas cisalhado por uma força aplicada na placa

superior.

Fonte: MACHADO, 2002.



Os fluidos nos quais a tensão de cisalhamento é diretamente proporcional à taxa de

deformação são conhecidos como fluidos newtonianos. Os fluidos não-newtoniano são aqueles

nos quais a tensão cisalhante não é diretamente proporcional à taxa de deformação (FOX et al.,

2006).

2.3.2.3 Viscosidade Aparente

A viscosidade aparente é a viscosidade do fluido quando medida a uma determinada

taxa de cisalhamento, que, no caso dos fluidos de perfuração. No modelo reológico plástico de

Bingham, pode-se calcular a viscosidade aparente a partir do valor medido em um viscosímetro

rotacional (FÉLIX, 2007).

2.3.2.4 Viscosidade Plástica

A viscosidade plástica mede a resistência interna exercida por um fluido para fluir,

resultando da interação dos sólidos presentes em um fluido de perfuração. Quando o teor de

sólidos aumenta, a fricção entre as partículas aumenta (FÉLIX, 2007).

2.3.2.5 Limite de Escoamento

“O limite de escoamento representa o esforço requerido para iniciar um fluido em

movimento. É um indicador das forças de atração entre as partículas quando o fluido está em

movimento” (SHIROMA, 2012, p.24).

2.3.2.6 Força gel

A tensão mínima necessária para provocar o escoamento do fluido, após um período em

repouso, é superior ao limite de escoamento real. A diferença entre esses dois valores é

denominada de força gel, que representa a força resistiva desenvolvida pela formação do estado

gel durante o repouso (MACHADO, 2002).



A força gel é a diferença entre a resistência inicial para o fluido escoar e a resistência

final para o fluido reiniciar o escoamento, após um período em repouso.

2.3.3 Parâmetros de filtração

A formação de uma camada de partículas sólidas úmidas sobre as rochas permeáveis

expostas pela broca é chamada de reboco, e é de fundamental importância para a perfuração e

a completação de um poço. A formação do reboco ocorre com o influxo da fase líquida do poço

para a formação, denominado de filtração. É essencial que o fluido tenha uma fração razoável

de partículas com dimensões ligeiramente menores que as dimensões dos poros das rochas

expostas. A fase líquida do fluido, filtrado, invade a rocha quando existem partículas sólidas

com dimensões adequadas, pois a obstrução dos poros é rápida (VITAL, 2005).

A permeabilidade do reboco depende da distribuição do tamanho de partículas na lama

e das condições eletroquímicas. Quanto mais partículas houver no intervalo de tamanho

coloidal, menor a permeabilidade do reboco. A presença de sais solúveis nas lamas argilosas

aumenta bastante a permeabilidade do reboco, mas certos coloides orgânicos permitem que

permeabilidades baixas do reboco sejam obtidas (CAENN et al., 2014).

2.3.4 Concentração hidrogeniônica (pH)

O pH dos fluidos de perfuração é geralmente mantido no intervalo alcalino baixo, isto

é, de 7 a 10. O objetivo principal é reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a

dispersão das formações argilosas (THOMAS et al., 2001).

A medição de pH é feita fazendo a comparação da cor desenvolvida pela imersão de

uma tira de papel impregnada com certos corantes (indicadores) com padrões de cores de

referência. Se o fluido tiver uma concentração alta de sais dissolvidos, ou for intensamente

colorido, o método colorimétrico não é satisfatório, mas existe o método eletrométrico,

constituído de um eletrodo de vidro, e é utilizado para fornecer resultados confiáveis na maioria

das lamas (CAENN et al., 2014).

2.4 ADITIVOS



Os aditivos são produtos que conseguem fazer com que a perfuração ocorra de um modo

seguro e com maior eficiência.

“Escolher os aditivos do fluido de perfuração a ser utilizado em determinado poço não é

uma tarefa simples, visto que a escolha destes é feita a partir das características e exigências do

poço a ser explorado” (MATOS et al., 2015, p 2).

2.4.1 Alcalinizante

Tem como função controlar o grau de acidez ou alcalinidade do fluido de perfuração.

Como agente alcalinizante foi utilizado, nos fluidos de perfuração deste trabalho, o

óxido de magnésio.

2.4.2 Bactericida

A contaminação bacteriana dos fluidos de perfuração contribui para um grande número

de problemas. A formulação dos fluidos contém polímeros à base de açúcares, e estes

proporcionam uma fonte de alimentação eficaz para populações bacterianas. As bactérias

podem levar a uma degradação direta da lama (CAENN et al., 2014).

Para evitar esta degradação são adicionados aditivos bactericidas. Nos fluidos realizados

neste trabalho foi utilizado a Triazina como agente bactericida.

2.4.3 Inibidor de argila

A estabilidade do poço precisa ser mantida durante a perfuração, especialmente em

folhelhos sensíveis à água e formações argilosas, pois as rochas dentro desses tipos de

formações absorvem o fluido utilizado na perfuração. Essa absorção que ocorre faz com que a

rocha inche, podendo levar ao colalpso do poço (CAENN et al., 2014).

Os sais atuam de maneira a reduzir o escoamento hidráulico para a formação, devido

principalmente a viscosidade dos seus filtrados e por estimular o escoamento de água da

formação argilosa para o fluido de perfuração. É este escoamento inverso que reduz a hidratação



da formação e as pressões de poros da formação ao redor do poço, fazendo com que ocorra a

estabilidade desejada (GUIMARÃES, 2007).

Para evitar o inchamento das argilas, são adicionados aos fluidos de perfuração

inibidores de argila. Como agentes inibidores de argila foram utilizados, nos fluidos de

perfuração deste trabalho, o cloreto de sódio (NaCl) e um polímero catiônico.

2.4.4 Obturante

Os obturantes são necessários para controlar a perda de circulação durante a perfuração.

Como agente obturante foi utilizado, nos fluidos de perfuração deste trabalho, o

carbonato de cálcio (CaCO3).

2.4.5 Lubrificante

Tem como finalidade reduzir o atrito do fluido ao passar nas paredes do poço e na coluna

de perfuração. Exemplo de lubrificantes utilizados são óleos, líquidos sintéticos, grafites,

surfactantes, glicóis e glicerina.

2.4.6 Redutor de filtrado

Ao se perfurar um poço de petróleo, ocorrem perdas de fluido, sobretudo em formações

fraturadas. Para evitar que ocorra alguma perda são utilizados redutores de filtrado, pois

promovem a melhoria do reboco nas paredes dos poços. O amido é o componente mais utilizado

como redutor de filtrado (SHIROMA, 2012).

Como agentes redutores de filtrado foram utilizados, nos fluidos de perfuração deste

trabalho, Carboximetilcelulose (CMC ADS), Hidroxi Propil amido (HPA) e Policelulose

aniônica.

2.4.7 Viscosificantes



Os viscosificantes possuem o objetivo de aumentar a viscosidade com o intuito de

melhorar a limpeza do poço e suspensão de sólidos.

Os compostos poliméricos possibilitam combinar as propriedades de duas ou mais

matérias-primas com características diferentes, visando obter um produto com propriedades

adequadas. Com os polímeros é possível obter um composto que possibilite o aumento das

viscosidades aparente e plástica e a diminuição do volume filtrado. Como exemplo de um

polímero com a capacidade de melhorar a viscosidade e diminuir o filtrado tem-se o

Carboximetilcelulose (CMC) (SHIROMA, 2012).

Como agentes viscosificantes foram utilizados, nos fluidos de perfuração deste trabalho,

Goma Xantana, Carboximetilcelulose (CMC) e Argila Atapulgita.

2.5 ARGILOMINERAIS

CAENN et al. (2014) definiram que os argilominerais têm natureza cristalina, e a

estrutura atômica dos cristais é o principal fator que determina suas propriedades. A maioria

das argilas têm uma estrutura do tipo mica. Seus flocos são compostos por minúsculas lamelas

cristalinas, normalmente empilhadas face a face. Uma única lamela é chamada camada unitária

e consiste em:

1. Uma folha octaédrica composta de átomos de alumínio ou magnésio em

coordenação octaédrica com átomos de oxigênio, como mostrado na Figura 2.

Figura 2 – Folha octaédrica da Brucita.

Fonte: CAENN et al., 2014.



2. Uma ou duas folhas de tetraedros de sílica, cada átomo de silício sendo coordenado

com quatro átomos de oxigênio, como mostrado na Figura 3.

Figura 3 – Ligação entre uma folha octaédrica e duas folhas tetraédricas por meios de

átomos de oxigênio.

Fonte: CAENN et al., 2014.

Existem diferentes grupos de argilominerais, como esmectita, caulim, ilitas, cloritas e

atapulgita.

O mineral mais comum no grupo de minerais caulim é caulinita. As propriedades físicas

e químicas do caulim determinam seu uso como mineral industrial. Esses usos são governados

por vários fatores, incluindo as condições geológicas sob os quais o caulim é formado, a

composição mineralógica do depósito de caulim e as propriedades físicas e químicas. Há muito

pouca substituição na estrutura e, portanto, tem uma carga de camada mínima e uma baixa

capacidade de troca de base. Os cristais de caulinita são pseudo-hexagonais. A viscosidade dos

produtos caulim depende do conteúdo mineral, tamanho, forma e distribuição das partículas

(MURRAY, 2000).



O grupo esmectita de argilominerais consiste em vários minerais de argila, mas os mais

importantes industrialmente são montmorilonita sódica e montmorilonita de cálcio. A

ocorrência mais comum desses dois minerais é a bentonita. Ambas as folhas octaédricas e

tetraédricas podem ter substituições, o que cria um desequilíbrio de carga das camadas. O

tamanho das partículas finas, a alta carga da camada e a grande área superficial da

montmorilonita sódica, quando dispersos em água, resultam em uma viscosidade e tixotropia

muito altas. Isto, juntamente com a elevada capacidade de inchamento, torna a montmorilonita

sódica o ingrediente mais importante e necessário nos fluidos de perfuração de água doce

(MURRAY, 2000).

2.5.1 Atapulgita

A estrutura e a forma das partículas da atapulgita são completamente diferentes dos

minerais do tipo mica. Elas consistem em grupos de ripas que se separam em ripas individuais

quando misturadas com água. As propriedades reológicas das suspensões de atapulgita são

dependentes da interferência mecânica entre as ripas longas, em vez das forças eletrostáticas

interpartículas. Por essa razão, a atapulgita é um excelente agente de suspensão em água salgada

(CAENN et al., 2014).

As principais características da atapulgita estão relacionadas a alta superfície específica

(geralmente entre 125 m2/g e 210 m2/g), alta capacidade de sorção, poder descorante, inércia

química e capacidade de se tornar tixotrópico na presença de eletrólitos (BALTAR et al., 2009).

As partículas alongadas da atapulgita variam em comprimento de cerca de 1 a 10 mm e

têm aproximadamente 0,01 mm de diâmetro (MURRAY, 2006).

Paligorsquita e atapulgita são termos sinônimos para o mesmo mineral de silicato de

alumínio e magnésio hidratado. A sepiolita é quase estrutural e quimicamente idêntica à

paligorsquita, o que difere é a presença de uma célula unitária ligeiramente menor (MURRAY,

2000).

As boas propriedades absorventes e a forma alongada tornam a paligorsquita e a

sepiolita muito úteis para aplicações ambientais como argilas de barreira (MURRAY, 2000).



Outras aplicações da atapulgita e sepiolita, segundo MURRAY (2006), são: caixa de

areia de gato, tinta, pastas para ração de animais, antiaglomerantes, suportes catalizadores,

cerâmicas, cosméticos, medicamentos e entre outros.



3 ESTADO DA ARTE

Este capítulo mostrará dois estudos realizados com o argilomineral atapulgita em fluidos

de perfuração.

3.1 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE ATAPULGITA

NEAMAN e SINGER (2004) realizaram um estudo com a atapulgita da mina Sacalum

em Iucatã, México, e avaliaram a aplicabilidade como lama de perfuração. Com os resultados

obtidos, foi mostrado que as propriedades reológicas das suspensões de argila são adequadas

para preparar lamas de perfuração. Eles realizaram teste de Difração de Raios X e

Espectrometria de emissão atômica com plasma indutivamente acoplado.

Em um dos resultados, eles comparam os valores da viscosidade aparente de três

amostras de atapulgita. Utilizaram amostras de Sacalum, Flórida e Geórgia com duas

concentrações de atapulgita, 3% e 5%. Com 3% de atapulgita da amostra de Sacalum a

viscosidade foi 4,12 cP, porém com 5% a viscosidade teve um aumento para 16,63 cP. As outras

amostras também obtiveram um aumento da viscosidade aparente com o aumento da

concentração de atapulgita.

3.2 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE SAL

BALTAR et al. (2009) realizaram um estudo para verificar a influência das propriedades

físico-químicas de três tipos de atapulgita do Brasil para uso como componente do fluido de

perfuração. As amostras utilizadas no estudo foram de Boa Vista, São Pedro Escura e São Pedro

Clara. Eles realizaram testes de Fluorescência de Raios X, Difração de Raios X, Análise Termo-

Gravimétrica, Microscopia Eletrônica de Varredura, Medidor de Partículas a Laser e Amplitude

Sônica Eletro-Cinética.

Em um dos resultados, eles utilizaram 5% de atapulgita e observaram a influência que

teve na viscosidade aparente ao aumentar a concentração de KCl. Com a amostra São Pedro

Escura, o resultado de viscosidade aparente aumentou mesmo com o aumento da concentração



de sal. As outras amostras também conseguiram um aumento, porém não foram tão

significantes.



4 MATERIAIS E METÓDOS

Neste capítulo serão apresentados os matérias e métodos utilizados nesta pesquisa.

4.1 OBTENÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

Para obter os resultados necessários para este trabalho formulou-se 7 fluidos de

perfuração, no Laboratório de Fluidos de Perfuração, Completação e Estimulação, localizado

no Complexo Tecnológico de Engenharia - CTEC, pertencente a Universidade Federal do Rio

Grande do Norte (UFRN).

O primeiro fluido foi o convencional (aquoso salgado) utilizado pela Petrobras,

viscosificado com goma xantana e CMC. Nos demais fluidos foi utilizada a argila atapulgita,

substituindo os viscosificantes Goma Xantana e CMC, nas concentrações de 3,5 lb/bbl e 17,5

lb/bbl. Além da variação da concentração de atapulgita, também foi variada a concentração de

cloreto de sódio (NaCl), em 12 lb/bbl, 6 lb/bbl e 1,75 lb/bbl.

Foi utilizada a concentração de atapulgita de 3,5 lb/bbl porque foi o somatório das

concentrações dos dois viscosificantes utilizados para o fluido de perfuração convencional, a

goma xantana e o CMC. A concentração de 17,5 lb/bbl foi definida pelo trabalho de BALTAR

et al. (2009), pois eles conseguiram obter um melhor resultado de viscosidade aparente com 5%

de atapulgita.

A concentração de 12 lb/bbl de NaCl foi utilizada no fluido convencional, 6 lb/bbl foi a

metade da concentração utilizada no fluido convencional e 1,75 lb/bbl foi devido ao resultado

obtido por BALTAR et al. (2009), pois eles conseguiram aumentar a viscosidade do fluido com

5% de atapulgita e 5000 ppm de sal, com a atapulgita São Pedro escura. A Equação 3 mostra a

conversão de ppm (partes por milhão) para lb/bbl, considerando que 1 mg/L = 1 ppm:

5000 𝑚𝑔

𝑙 𝑥

159 𝑙

1𝑏𝑏𝑙 𝑥

1 𝑙𝑏𝑚

453600 𝑚𝑔=

1,7526455 𝑙𝑏𝑚

𝑏𝑏𝑙 (3)

A atapulgita utilizada nos fluidos de perfuração deste trabalho foi da mina de São Pedro,

Piauí, do tipo escura.



A Tabela 1 mostra a função, concentração e massa específica dos produtos utilizados

para o fluido de perfuração convencional.

Tabela 1 - Composição do fluido convencional aquoso salgado tratado com polímeros.

*QSP – Quantidade suficiente para o preparo.

Para testes de laboratório convencionou-se que 1 bbl corresponde a 350 mL e que 1 lbm

(libra massa) é igual a 1 g.

Para calcular o volume de água necessário para completar uma solução com volume de

1 bbl (barril), foi realizado o seguinte cálculo, de acordo com a Equação 4:

𝜌 =𝑚

𝑣 → 𝑣 =

𝑚

𝜌 (4)

ρ = massa específica (g/mL)

m = massa (g)

v = volume (mL)

𝑄𝑆𝑃

1 𝑔/𝑚𝑙+

1,5 𝑔

1,5 𝑔/𝑚𝑙+

2 𝑔

1,6 𝑔/𝑚𝑙+

8𝑔

1,5 𝑔/𝑚𝑙+

3𝑔

1,5 𝑔/𝑚𝑙+

12𝑔

2,1 𝑔/𝑚𝑙+

6𝑔

1,1 𝑔/𝑚𝑙

+ 0,3𝑔

1,1 𝑔/𝑚𝑙+

0,5𝑔

3,6 𝑔/𝑚𝑙 +

15𝑔

2,8 𝑔/𝑚𝑙+

0,5 𝑔

0,95 𝑔/𝑚𝑙= 350 𝑚𝑙

Produto Função Concentração

(lb/bbl)

Massa específica

(g/mL)

Água doce Meio dispersante QSP* 1,0

Goma Xantana Viscosificante 1,5 1,5

CMC Viscosificante/

Redutor de filtrado

2,0 1,6

Hidroxi propil amido

(HPA)

Redutor de filtrado 8,0 1,5

Policelulose aniônica Redutor de filtrado 3,0 1,5

Cloreto de sódio (NaCl) Inibidor de argila 12,0 2,1

Polímero catiônico Inibidor de argila 6,0 1,1

Triazina Bactericida 0,3 1,1

Óxido de magnésio Alcalinizante 0,5 3,6

Carbonato de cálcio Obturante 15,0 2,8

Lubrificante Preventor de

enceramento

0,5 0,95



QSP = 322,96 mL

O volume de água doce utilizado foi 322, 96 mL.

A Tabela 2 mostra os seis fluidos de perfuração realizados com a substituição da goma

xantana e CMC pela atapulgita.

Tabela 2 – Composições dos fluidos com argila atapulgita.

Fonte: Autora.

Para preparar o fluido foi utilizado o agitador da marca Hamilton Beach. A Figura 4

mostra o agitador utilizado na preparação do fluido de perfuração.

Produto

Fluido 2

(lb/bbl)

Fluido 3

(lb/bbl)

Fluido 4

(lb/bbl)

Fluido 5

(lb/bbl)

Fluido 6

(lb/bbl)

Fluido 7

(lb/bbl)

Água doce 323,81 318,21 326,66 321,06 328,69 323,09

Atapulgita 3,5 17,5 3,5 17,5 3,5 17,5 HPA 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0

Policelulose 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0

NaCl 12,0 12,0 6,0 6,0 1,75 1,75 Polímero

catiônico

6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0

Triazina 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Óxido de

magnésio

0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

CaCO3 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0

Lubrificante 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5



Figura 4 - Agitador Hamilton Beach.

Fonte: Autora.

Para cada produto adicionado foi necessário agitar no Hamilton Beach por 10 minutos.

De acordo com o procedimento do American Petroleum Institute (API) para fluidos de

perfuração aquosos, após a finalização do preparo, o fluido foi envelhecido em uma estufa

Roller Oven por 16 horas, na temperatura de 180ºC. A Figura 5 mostra a estufa utilizada para

envelhecer o fluido e a Figura 6 mostra a célula onde o fluido ficou armazenado durante o

envelhecimento.



Figura 5 – Estufa Roller Oven.

Fonte: Autora.

Figura 6 – Célula armazenadora do fluido.

Fonte: Autora.



Após o fluido ser envelhecido, as propriedades do fluido precisam ser medidas. Antes

de iniciar a caracterização, o fluido deve ser agitado por 10 minutos, pois passou,

aproximadamente, 24 h esfriando.

4.2 DETERMINAÇÃO DO PH

A primeira propriedade obtida do fluido de perfuração foi o pH. Para isso, foi utilizado

o pHmetro digital de bancada (Figura 7). Para utilizar é necessário selecionar a opção MED,

inserir os eletrodos no fluido filtrado a ser medido e aguardar enquanto o equipamento estabiliza

sua medição.

Figura 7 – pHmetro digital de bancada.

Fonte: Autora.

4.3 DETERMINAÇÃO DA REOLOGIA

Para verificar a reologia foi utilizado um viscosímetro de modelo 800 da Ofite, como

mostrado na Figura 8. O teste é necessário para poder obter os parâmetros reológicos através

da rotação da amostra em diferentes velocidades. Foi possível obter a viscosidade aparente

(VA), viscosidade plástica (VP) e o limite de escoamento (LE), com as leituras em 600, 300,

200, 100, 6 e 3 rpm (rotações por minuto).



A amostra do fluido foi colocada de forma que o copo fique preenchido até a marca

interna. O copo precisa ser elevado até os orifícios inferiores e ficar todo coberto com o fluido.

Ligou-se o equipamento na velocidade de 600 rpm e esperou-se estabilizar o valor, para assim

fazer a anotação. A chave do motor foi girada para cada velocidade (L600, L300, L200, L100,

L6 e L3) que se desejava obter (AMOCO, 1994).

Para encontrar a viscosidade aparente, viscosidade plástica e limite de escoamento foi

preciso utilizar as Equações 5,6 e 7, respectivamente:

VA (cP) = L600/2 (5)

VP (cP) = L600 - L300 (6)

LE (lbf/100 ft2) = L300 – VP (7)

Figura 8 – Viscosímetro.

Fonte: Autora.

4.4 DETERMINAÇÃO DO PESO ESPECÍFICO



Para obter o peso específico foi necessário uma balança densimétrica pressurizada,

como a mostrada na Figura 9.

A célula da balança foi preenchida até um nível que fique um pouco abaixo da borda.

Fechou-se a célula com a tampa com a válvula aberta, para que o excesso de fluido possa ser

liberado. Só após a liberação do fluido em excesso é que é preciso realizar o fechamento da

válvula. Após a válvula ser fechada foi necessário realizar o procedimento de pressurização, no

qual a bomba de pressurização estava com fluido de perfuração e foi encaixada na válvula da

tampa. A válvula foi aberta e é aplicou-se uma força sobre o cilindro garantindo que a válvula

ficasse aberta. A válvula foi fechada gradualmente e quando ocorreu totalmente foi necessário

desconectar a bomba, tomando cuidado para que não ocorresse o vazamento do fluido. Depois

dessas etapas, a célula foi colocada na balança e a medição foi obtida com o ajuste de acordo

com a posição da bolha de nível (Figura 10) (AMOCO, 1994).

Quando a bolha foi centralizada é que foi possível anotar o valor obtido de peso

específico, que é dado na unidade de lb/gal

Figura 9 – Balança densimétrica pressurizada.

Fonte: Autora.



Figura 10 - Indicador de nível de bolha.

Fonte: Autora.

4.5 DETERMINAÇÃO DO FILTRADO API

O filtrado API foi medido para saber o poder de infiltração do fluido nas paredes de um

poço de petróleo, quando estiver pressurizado. O equipamento utilizado foi um filtro-prensa,

como mostra a Figura 11, e precisa de um papel de filtro para simular as condições da parede

do poço.

Encheu-se a célula até 1,5 cm do topo, posicionou-se no suporte e encaixou-se a tampa.

Após esses passos, foi colocado uma proveta abaixo do tubo de saída para ser recolhido o

volume de filtrado. Fechou-se a válvula de alívio e aplicou-se uma pressão de 100 psi no sistema

por 30 minutos. Após o tempo ser finalizado, precisou-se fazer a limpeza do equipamento e

retirar o reboco que ficou acoplado ao papel filtro. O volume de filtrado é dado em mL

(AMOCO, 1994).

A Figura 12 mostra o manômetro que faz a medição da pressão em 100 psi.



Figura 11 – Filtro prensa API.

Fonte: Autora.

Figura 12 – Manômetro.

Fonte: Autora.



5 RESULTADOS

Este capítulo mostras os resultados obtidos com todos os fluidos de perfuração

realizados para este trabalho.

A Tabela 3 mostra os resultados obtidos com todos os fluidos.

Tabela 3 – Resultados obtidos com os fluidos realizados.

Parâmetro Fluido

Conv.

NaCl

12lb

Atap.

3,5lb

NaCl

12lb

Atap.

3,5lb

NaCl

6lb

Atap.

3,5lb

NaCl

1,75lb

Atap.

17,5lb

NaCl

12lb

Atap.

17,5lb

NaCl

6lb

Atap.

17,5lb

NaCl

1,75lb

Peso específico, lb/gal 10 8,8 8,6 8,6

9 8,9 8,8

L600 123 43 57 64 71 55 68

L300 85 24 34 39 42 32 42

L200 68 18 26 28 31 23 30

L100 47 10,5 15 16 18 14 18

L6 11 2 3 2 3 2,5 3

L3 9 1,5 2 2 3 2 3

VA, cP 61,5 21,5 28,5 32 35,5 27,5 34

VP, cP 38 19 23 25 29 23 26

LE, lbf/100ft2 47 5 11 14 13 9 16

Filtrado API, mL 4,5 6 5,5 5 4,1 3 3,9

pH do fluido 9,62 9,71 9,85 9,98 9,08 8,90 9,19

Fonte: Autora.

De acordo com a norma N-1967 da Petrobras, o fluido deve apresentar uma viscosidade

aparente igual ou maior que 15 cP. Todos os fluidos realizados apresentaram uma viscosidade

aparente superior a 15 cP (Tabela 3). Porém, os fluidos que obtiveram melhores resultados

foram os fluidos com concentração de 17,5 lb/bbl de atapulgita e 12 lb/bbl de NaCl e o fluido

com 3,5 lb/bbl de atapulgita e 1,75 lb/bbl de NaCl, de acordo com a Figura 13.



Figura 13 – Gráfico da viscosidade aparente dos fluidos com melhores desempenhos.

Fonte: Autora.

Em uma concentração menor de atapulgita (3,5 lb/bbl), houve mais influência do NaCl

nas propriedades reológicas, pois só obteve um resultado bom na viscosidade aparente quando

estava com uma concentração baixa de NaCl (1,75 lb/bbl), como mostra a Figura 14.

Figura 14 – Viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração

de 3,5 g/350 mL de atapulgita.

Fonte: Autora.



Com maior concentração de atapulgita houve pouca influência do NaCl nas

propriedades reológicas dos fluidos. Mesmo com uma concentração de 12 lb/bbl de NaCl, o

fluido com maior concentração de atapulgita (17,5 lb/bbl) obteve o melhor resultado na

viscosidade aparente, 35,5 cP, como mostra a Figura 15.

Figura 15 – Gráfico da viscosidade aparente em função da concentração de sal na

concentração de 17,5 g/350 mL de atapulgita.

Fonte: Autora.

MURRAY (2006) explica que a forma alongada da atapulgita e sepiolita resulta em

propriedades coloidais únicas, como a resistência a altas concentrações de eletrólitos. É devido

a isso que as atapulgitas são mais utilizadas em poços que atingem formações salinas.

Observou-se na Tabela 3 que quando aumenta a concentração da atapulgita, o volume

de filtrado diminui, por exemplo, com 3,5 lb/bbl de atapulgita e 12 lb/bbl de NaCl o volume de

filtrado foi de 6 mL. Porém, quando aumentou a concentração de atapulgita para 17,5 lb/bbl e

manteve a concentração de NaCl, o volume de filtrado reduziu para 4,1. MURRAY (2000)

explica que a atapulgita (paligorsquita) não flocula e por isso mantém um volume constante que

impede a permeabilidade. MURRAY (2006) explica ainda que partículas de paligorsquita e

sepiolita não floculam devido ao assentamento impedido dos cristais alongados.



Pode-se observar ainda na Tabela 3 que quando aumenta a concentração de atapulgita,

mantendo a concentração de NaCl, o pH da solução vai diminuindo, enquanto que o peso

específico do fluido aumenta.



6 CONCLUSÃO

Conclui-se que a atapulgita é um aditivo ideal para fluidos que contenham sal, pois ela

não sofre muita influência quando está em contato com o NaCl. Todos os fluidos realizados

neste trabalho, que substituiu a goma xantana e o CMC por atapulgita, conseguiram resultados

acima de 15 cP na viscosidade aparente. Onde, quanto maior a concentração de atapulgita,

melhor foram os resultados tanto na viscosidade como na redução do volume de filtrado.

O melhor resultado da viscosidade aparente com atapulgita foi um pouco maior que a

metade do que foi obtido com um fluido convencional. Provavelmente, ao aumentar ainda mais

a concentração de atapulgita, pode-se chegar a um resultado mais próximo do fluido

convencional, mas é necessário verificar até que ponto, aumentando a concentração de

atapulgita, ainda será mais rentável que o polímero.

A argila atapulgita é ideal para perfurações com formações salinas e com fluido de

perfuração que contenha sal. Mesmo que os resultados da viscosidade aparente não tenham sido

tão próximos do resultado do fluido convencional, os fluidos com atapulgita alcançaram uma

viscosidade acima de 15 cP, como é desejável pela norma Petrobras.



REFERÊNCIAS

ALMEIDA, R. D. F.; SILVA, W. G. A. L. Avaliação de Fluidos de Perfuração de Base Aquosa

Contendo Poliglicóis Modificados. 62f. Monografia (Graduação). Curso de Engenharia de

Petróleo, Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro. Rio de Janeiro, 2010.

AMOCO. Drilling fluids manual. Amoco Production Company, 1994.

ANNIS R. M.; SMITH V. M. Drilling Fluids Technology, Revised Edition Exxon Company

U.S.A, 1996.

BALTAR, C.A.M; LUZ, A.B; BALTAR, L.M; OLIVEIRA, C.H; BEZERRA, F.J. Influence

of morphology and surface charge on the suitability of palygorskite as drilling fluid. Elsevier:

Applied Clay Science, 2009.

CAENN, R; DARLEY, H.C.H; GRAY, G.R. Fluidos de Perfuração e completação: composição

e propriedades. Tradução da 6º edição.1.ed. Rio de Janeiro: Elsevier, 2014.

FÉLIX, T.F. VIDAL, E.L.F; GARCIA, R.B; COSTA, M; GIRÃO, J.H.S; PEREIRA, E.

Desenvolvimento de fluidos de perfuração à base de água com alta capacidade de inibição e

alta lubricidade. 4º PDPETRO, Campinas, 2007.

FOX, R.W; MCDONALD, A.T; PRITCHARD, P.J. Introdução à Mecânica dos Fluídos. 6ª Ed.

Editora LTC. 2006.

GAUTO, M. A. Petróleo S.A – Exploração, produção, refino e derivados. Rio de Janeiro:

Editora Ciência Moderna Ltda., 2011.

GUIMARÃES, I.B; ROSSI, L.F.S. Estudo dos constituintes dos fluidos de perfuração: Proposta

de uma formulação otimizada e ambientalmente correta. 4º PDPETRO, Campinas-SP, 2007.



LUCENA, D. V; LUCENA, D. V; VERONESE, J.P. Análise da influência do tempo na

viscosidade para amostras de bentonitas para seu uso em fluidos de perfuração. VII CONNEPI,

2012.

MACHADO, J. C. V. Reologia e Escoamento de Fluidos - Ênfase na Indústria do Petróleo, ed.

Interciência, 2002.

MATOS, L.A; SANT’ANNA, R.S; TERRA, W.S. Síntese de fluidos de perfuração à base de

água e análise de suas propriedades. Revista de divulgação do projeto Universidade

Petrobras/Fluminense. 2015.

MELO, K. C. Avaliação e Modelagem Reológica de Fluidos de Perfuração Base Água. 100f.

Dissertação (Mestrado). Programa de Pós Graduação em Engenharia Química - Universidade

Federal do Rio Grande do Norte. Natal, 2008.

MURRAY, H.H. Traditional and new applications for kaolin, smectite, and palygorskite: a

general overview. Elsevier -Applied Clay Science 17, 2000.

MURRAY, H.H. Applied Clay Mineralogy Occurrences, Processing and Application of

Kaolins, Bentonites, Palygorskite-Sepiolite, and Common Clay. Elsevier – Developments in

clay Science volume 2, 2006.

NEAMAN, A.; SINGER, A. Possible use of the Sacalum (Yucatan) palygorskite as drilling

muds. Elsevier-Applied Clay Science 25, 2004.

SERRA, A.C.S., A influência de aditivos de lama de perfuração sobre as propriedades

geoquímicas de óleos. Rio de Janeiro: Tese de doutorado-UFRJ. 2003.

SHIROMA, P. H. Estudo do comportamento reológico de suspensão aquosa de bentonita e

CMC: influência da concentração do NaCl. Ed. Ver- São Paulo, 130 p., 2012.



THOMAS, J. E, organizador. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro:

PETROBRAS, 2001.

VITAL, G. S. Seleção de tensoativos e influência de um estabilizante para a otimização de

formulações de fluidos de perfuração à base de óleo vegetal, Monografia de fim de Curso.

Natal: UFRN, 2005.

Documents

Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de ... · Neste capítulo será apresentado os conceitos sobre fluidos de perfuração, apresentando suas principais funções