Fluidos_I

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1º Edição

Fluidos de perfuração I Introdução aos Fluidos de Perfuração

Curso de Fluidos de Perfuração e Completação

U N I V E R S I D A D E I N T E G R A D A D O B R A S I L

Curso de Fluidos de perfuração e Completação

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Conteúdo Introdução ............................................................................................................................................................. 3

Propriedade dos fluidos de perfuração .................................................................................................................. 4

Classificação dos fluidos de perfuração .................................................................................................................. 6

Aditivos ................................................................................................................................................................. 9

Formulação de fluido ........................................................................................................................................... 11

Manual de orientação para tratamentos e intervenções em fluidos de perfuração para minério de ferro. ........... 15

Bibliografia .......................................................................................................................................................... 18


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Introdução

Os fluidos de perfuração, também chamados de lamas, são empregados para auxiliar o processo de

perfuração de poços. Atualmente, estão disponíveis diversos tipos de fluidos de perfuração, podendo-se destacar

os fluidos à base de água e argila. Esses fluidos vêm sendo utilizados há mais de uma centena de anos (Darley e

Gray, 1988) e são empregados na indústria de extração de petróleo, tanto em perfurações terrestres (on-shore)

quanto marítimas (off-shore), nas perfurações de poços artesianos, bem como em operações de sondagem.

As argilas bentoníticas têm fundamental importância na composição destes fluidos, pois agem como

viscosificante e agente tixotrópico, sendo propriedades necessárias para que estes desempenhem as funções que

lhes são requeridas, como limpeza e estabilidade do poço.

Segundo Darley e Gray (1988), as quantidades de argila adicionadas ao fluido variam de acordo com as

formações a serem perfuradas; para promover a estabilização de formações instáveis, 70 a 100 kg/m3 de argila

devem ser utilizadas, enquanto que para evitar problemas de perdas de circulação, essa concentração varia de 85

a 110 kg/m3. Acrescentam ainda, que o estudo do teor de sólidos é de grande importância e de prática comum

em campos de perfuração para avaliar o desempenho dos fluidos quando em serviço, servindo como guia para

tratamentos de manutenção, indicando a necessidade ou não de diluição do fluido.

Assunção e Ferreira (1979), estudaram o efeito da concentração de argila (5,1% a 6,9%), da velocidade (4.000 rpm

a 10.000 rpm) e do tempo de agitação (8 min a 24 min) na reologia de dispersões de argilas esmectíticas

industrializadas da Paraíba. Valenzuela Díaz et al. (1982), (1991), apresentaram curvas de viscosidades aparente e

plástica em função da concentração de diversos tipos de argila, dentre elas, de argilas bentoníticas, sendo

observado que as viscosidades das dispersões variam exponencialmente com a concentração de sólidos.

Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e por vezes, gases.

Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão,

dependendo do estado físico dos componentes.

Os Fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma perfuração rápida e segura.

Assim 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 bambeável;

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.


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Os fluidos de perfuração possuem, basicamente, as seguintes funções:

Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-los até a superfície;

Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis

(Kick) e estabilizar as paredes do poço;

Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

As especificações da Petrobras (1998), classificam as argilas bentoníticas para uso como agente

viscosificante em fluidos à base de água em: argila do tipo I e argila do tipo II. As argilas do tipo I são aquelas que

em dispersão, na concentração de 4,86 % em massa, apresentam valores mínimos de viscosidades aparente e

plástica de 15,0 cP e 4,0 cP, respectivamente, e valor máximo de volume de filtrado de 18,0 mL. As argilas do tipo

II são aquelas que em concentração de 6,40 % em massa apresentam viscosidades mínimas aparente e plástica de

15,0 cP e 6,0 cP, respectivamente, e volume de filtrado máximo de 16,0 mL.

Propriedade dos fluidos de perfuração

As propriedades de controle dos fluidos podem ser físicas ou químicas. As propriedades físicas são mais

genéricas e são medidas em qualquer tipo de fluido, enquanto que as químicas são mais especificas e são

determinadas para distinguir certos tipos de fluidos.

As propriedades físicas mais importantes e freqüentemente medidas nas sondas são a densidade, os

parâmetros reológicos, as forças géis (inicial e final), os parâmetros de filtração e o teor de sólidos. Outras

propriedades físicas de menor uso são a resistividade elétrica, o índice de lubricidade e estabilidade elétrica.

As propriedades químicas determinadas com maior freqüência nos laboratórios das sondas são o PH, os

teores de cloreto e de bentonita e a alcalinidade. Outras propriedades químicas são o excesso de cal (

determinada nos fluidos tratados por cal hidratada), teor de cálcio e de magnésio, a concentração de e a

concentração de potássio ( testado nos fluidos inibidos por gesso).

a) Densidade

Os limites de variação da densidade dos fluidos para perfurar uma determinada fase são definidos pela

pressão dos poros (limite mínimo) e pela pressão de fratura 9 limite máximo) das formações expostas.

Quando se deseja aumentar a densidade de um certo fluido adiciona-se geralmente a baritina, BaSO,

que tem a densidade 4,25, enquanto a densidade dos sólidos perfurados é em torno de 2,60. Para

reduzir a densidae dos fluidos à base de água, dilui-se com água 9densidade 1,00) ou óleo diesel (

densidade 0,82).

b) Parâmetros reológicos

O comportamento do fluxo de um fluido definido pelos parâmetros reológicos. Para isto considera-se

que o fluido segue um modelo reológico, cujos parâmetros vão influir diretamente no cálculo de perdas

de cargas na tubulação e velocidade de transporte dos cascalhos.

c) Forças Géis


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Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado semi-rígido quando estão em

repouso e voltam a adquirir em estado de fluidez quando estão novamente em movimento. A Força gel

é um parâmeetro também de natureza reológica que indica o grau de gelificação devido à interação

elétrica entre partículas dispersas. A Força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em

fluxo. A força gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica certo tempo

em repouso. A diferença entre elas indica o grau de tixotropia do fluido.

d) Parâmetros de filtração

A capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de partículas sólidas úmidas,

denominada de reboco, sobre as rochas permeáveis expostas pela broca é de fundamental importância

para o sucesso da perfuração e da completação do poço. Para formar o reboco, deve haver o influxo da

fase líquida do fluido do poço para a formação. Este processo é conhecido como filtração. É essencial

que o fluido tenha uma fração razoável de partículas com dimensões ligeramente menores que as

dimensões dos poros das rochas expostas.Quando existem partículas sólidas com dimensões

adequadas, a obstrução dos poros é rápida e somente a fase líquida do fluido, o filtrado, invade a

rocha.

O filtrado e a espessura do reboco são dois parâmetros medidos rotineiramente para definir o

comportamento do fluido quanto à filtração.

e) Teor sólido

O teor de sólidos, cujo valor deve ser mantido mínimo possível, é uma propriedade que deve ser

controlada com rigor porque o seu aumento implica aumento de várias outras propriedades, tais como

densidade, viscosidade e forças géis, além de aumentar a propriedade de ocorrência de problemas

como desgaste dos equipamentos de circulação, fratura das formações devido à elevação das pressões

de bombeio ou hidrostática , prisão da coluna e redução da taxa de penetração.

O tratamento do fluido para reduzir o teor de sólidos pode ser preventivo ou corretivo. O tratamento

preventivo consiste em inibir o fluido, física ou quimicamente, evitando-se a dispersão dos sólidos

perfurados. No método corretivo pode-se fazer uso de equipamentos extratores de sólidos, tais como

tanques de decantação, peneira, hidrociclones e centrifugas , ou diluir o fluido.

f) Concentração de hidrogeniônica – PH

O PH dos fluidos de perfuração é medido através de papeis indicadores ou de potenciômetros, e 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.

g) Alcalinidades

O PH determina apenas uma alcalinidade ou acidez relativa à concentração de empregando

métodos comparativos. A determinação das alcalinidades por métodos diretos de titulação volumétrica

de neutralização considera as espécies carbonatos (C ) e bicarbonatos (HC

) dissolvidos no fluido,

além dos íons hidroxilas ( ) dissolvidos e não dissolvidos. Nos testes de rotina são registrados os

seguintes tipos de alcalinidades: alcalinidade parcial do filtrado, alcalinidade da lama e alcalinidade

total do filtrado.

h) Teor de cloretos ou salinidade


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O teste de salinidade de um fluido é também uma analise volumétrica de precipitação feita por

titulação dos íons cloretos. Esta salinidade é expressa em MG/l de cloretos, MG/l de NaCl equivalente

ou PPM de NaCl equivalente.

Nas determinações de campo, os resultados de salinidade são usados, principalmente, para identificar

o teor salino da água de preparo do fluido, controlar a salinidade de fluidos inibidos com sal, identificar

influxos de água salgada e identificar a perfuração de uma rocha ou domo salino.

i) Teor de bentonita ou sólidos ativos

O teste do azul de metileno ou MBT é uma análise volumétrica por adsorção que serve como indicador

da quantidade de sólidos ativos ou bentoniticos no fluido de perfuração. Ele mede a capacidade de

troca de cátion (CTC) das argilas e sólidos ativos presentes.

Classificação dos fluidos de perfuração

A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composição. Embora ocorram

divergências, o principal critério se baseia no contribuinte principal da fase continua ou dispersantes. Neste

critério, os fluidos são classificados em fluidos á base de água, fluidos à base de óleo, e fluido à base de ar ou de

gás.

A natureza das fases dispersante e dispersa, bem como os componentes básicos e as suas quantidades

definem não apenas o tipo de fluido, mas também as suas características e propriedades.

a) Fluidos à Base de água

A definição de um fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e os aditivos

empregados no preparo do fluido. A proporção entre os componentes básicos e as interações entre eles provoca

sensíveis modificações nas propriedades físicas e químicas dos fluido. Conseqüentemente, a composição é o

principal fator a considerar no controle das suas propriedades.

A água é a fase contínua e o principal componentes de qualquer fluido à base de água, podendo ser doce,

dura ou salgada. A água doce, por definição, apresenta salinidade inferior a 1.000 ppm de NaCl equivalente. Do

ponto de vista industrial para aplicação em fluidos de perfuração, a água doce não necessita de pré-tratamento

químico porque praticamente não afeta o desempenho dos aditivos empregados no preparo do fluido. A água

dura tem como característica principal a presença de sais de cálcio e de magnésio dissolvidos, em concentração

suficiente para alterar o desempenho dos aditivos químicos. A água salgada é aquela com salinidade superior a

1.000 ppm de NaCl equivalente e pode ser natural, como a água do mar, ou pode ser salgada com adição de sais

como NaCl, KCl ou CaC .

A principal função da água é prover o meio de dispersão para os materiais coloidais. Estes principalmente

argilas e polímeros controlam a viscosidade, limite de escoamento, forças géis e filtrado em valores adequados

para conferir ao fluido uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade de estabilização das

paredes do poço. Os fatores a serem considerados na seleção da água de preparo são: disponibilidade, custo de

transporte e de tratamento, tipo de formações geológicas a serem perfurados, produtos químicos que comporão

o fluido e equipamentos e técnicas a serem usados na avaliação das formações.


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Os sólidos dispersos no meio aquoso podem ser ativos ou inertes. Os sólidos ativos são materiais argilosos,

cuja formação principal é viscosificar o fluido. A argila mais usada é a betonita; e em menor escala, a atapulgita.

Os sólidos inertes podem se originar da adição de materiais industrializados ou de detritos finos das rochas

perfuradas. O adensante baritina é o solido inerte mais comum dentre os produtos comercializados. Outros

adensantes usados são a calcita e a hematita. Os sólidos inertes oriundos das rochas perfuradas são areia, silte e

calcário fino.

Os produtos químicos adicionados ao fluido podem ser :

Alcalinizantes e controladores de PH, como soda caustica, potassa caustica e cal hidratada.

Dispersantes, como o lignossulfonato, tanino, lignito e fosfatos;

Redutores de filtrado, como amido;

Floculantes, como a soda caustica, cal e cloreto de sódio;

Polímeros de uso geral para viscosificar, desflocular ou reduzir filtrado;

Surfactantes de cálcio magnésio, como cloreto de potássio, sódio e cálcio;

Bactericidas, como paraformaldeído, composto organoclorados, soda caustica e cal.

Produtos químicos mais específicos, como anticorrosivos traçados químicos, anti-espumantes, entre outros,

também podem estar presentes.

A figura mostra um esquema de classificação para os fluidos de perfuração a base de água.

Os fluidos não-inibidos são empregados na perfuração das camadas rochosas superficiais, compostas na

maioria das vezes de sedimentos inconsolidados. Esta etapa termina com a descida do revestimento de

superficie. Como essas rochas superficiais são praticamente inertes ao contato com a agua doce, pouco

tratamento quimico é, dispensado ao fluido esta fase.

Fluidos de perfuração

base de água

Não inibido

Levemente tratado

Com

floculante

Com dispersantes

Nativo

Inibido

Inibição quimica

Eletrólitos

Ca, K, NH4, NaSalgado saturado

Inibição física

Polimeros

Lignosulfonatos

Baixo teor de sólidos

Emulsionado com óleo


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Os fluidos inibidos são programados para perfurar rochas de elevado grau de atividade na presença de água

doce. Uma rocha é dita ativa quando interage quimicamente com a água, tornando-se plástica, expansível,

dispersivel ou até mesmo solúvel. Nos fluidos inibidos são adicionados produtos químicos, tais como eletrólidos

e/ ou polímeros, que tem a propriedade de retardar ou diminuir estes efeitos. Estes aditivos são conhecidos por

inibidores. Os inibidores físicos são adsorvidos sobre a superfície dos materiais das rochas e impedem o contato

direto com a água. Outros produtos como o cal, os cloretos de potássio, de sódio e de cálcio, conferem uma

inibição química porque produzem a atividade química da água e podem reagir com a rocha , alterando-lhe a

composição. Um exemplo típico de inibição é usado quando se perfura uma rocha salina. A rocha salina tem

elevado grau de solubilidade em água doce, entretanto quando se emprega um fluido salgado saturado com NaCl

como meio dispersante, a solubilidade fica reduzida.

Os fluidos a base de água com baixo teor de sólidos e os emulsionados com óleo são programados para

situação especiais. Os primeiros são usados para aumentar a taxa de penetração da broca, reduzindo o custo total

da perfuração, e os segundos têm o objetivo de reduzir a densidade do sistema para evitar que ocorram perdas

de circulação em zonas de baixa pressão de poros ou baixa pressão de fratura.

b) Fluidos à base de óleo

Os Fluidos de perfuração são a base de óleo quando a fase continua ou dispersante é constituída por uma

fase de óleo, geralmente composta de hidrocarbonetos líquido. Pequenas gotículas de água ou de solução aquosa

constituem a fase descontinua desses fluidos. Alguns sólidos coloidais, de natureza inorgânica e/ou orgânica,

podem compor a fase dispersa. Os fluidos podem ser emulsões água/óleo propriamente dita ( teor de água <

10%) ou emulsão inversa ( teor de água de 10% a 45%).

Devido ao alto custo inicial e grau de poluição, os fluidos a base de óleo são empregados com menor

freqüência do que os fluidos a base de água.

As principais características dos fluidos à base de óleo são:

Grau de inibição elevado em relação às rochas ativas;

Baixíssima taxa de corrosão;

Propriedades controláveis acima de 350ºF, até 500ºF;

Grau de lubricidade elevado;

Amplo intervalo de sais inorgânicos.

Devido as características, os fluidos à base de óleo têm conferido excelentes resultados na perfuração dos

seguintes poços:

Poços HPHT ( alta pressão e alta temperatura);

Formação de folhelhos argilosos e plásticos;

Formação salinas halita, silvita, canalita, etc;

Formações de arenitos produtos danificáveis por fluido à base de água;

Poços direcionais ou delgados ou de longo afastamento;

Formação com baixa pressão de poros ou de fratura.


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Algumas desvantagens dos fluidos à base de óleo em relação aos fluidos na fase à base de água são:

1. Dificuldade na detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase continua;

2. Menores taxas de penetração;

3. Maiores graus de poluição;

4. Menor número de perfis que podem ser executados ;

5. Dificuldade no combate a perda de circulação;

6. Maior custo inicial.

Nos últimos anos, muitos progressos tem sido alcançados em relação à pesquisa de novos sistemas à base

de óleos minerais e sintéticos, menos poluentes do que o óleo diesel.

c) Fluidos de perfuração à base de ar

Perfuração a ar ou gás é um termo genérico aplicado quando o ar ou o gás como um todo ou parte, é usado

como fluido circulante na perfuração rotativa.

Algumas situações recomendam a utilização destes fluidos de baixa densidade, tais como em zonas com

perdas de circulação severas e formações produtoras com pressão muito baixa com grande suscetibilidade a

danos. Também em formações muito duras como o basalto ou o diabásio e em regiões com escassez de água ou

de regiões com camadas espessas de gelo.

A perfuração com ar puro utiliza apenas ar comprimido ou nitrogênio como fluido, tendo aplicação limitada

a formações que não produzam elevadas quantidades de água, nem contenham hidrocarbonetos. Esta técnica

pode ser aplicada em formações duras, estáveis ou fissuradas, onde o objetivo é aumentar a taxa de penetração.

A perfuração com névoa, uma mistura de água dispersa no ar, é empregada quando são encontradas

formações que produzem água em quantidade suficiente para comprometer a perfuração com ar puro. Em geral,

a perfuração com névoa é executada em conjunto com a perfuração com ar.

A espuma é uma dispersão de gás em liquido, na qual a fase continua é constituída por um filme delgado de

uma fase liquida, estabilizada através de um tensoativo especifico, denominado espumante. O emprego da

espuma como fluido circulante é justificado quando se necessita de uma eficiência elevada de carreamento dos

sólidos, uma vez que ela apresenta alta viscosidade.

Quando se deseja perfurar com um gradiente de pressão intermediário aos fornecidos pelos fluidos

convencionais e as espumas, pode-se optar pela perfuração com fluido aerado é recomendada principalmente em

regiões onde ocorrem peras de circulação severas.

Aditivos

Os aditivos mais comuns utilizados nos fluidos de perfuração correspondem aos polímeros, surfactantes, sais e bentonitas. Além destes, ainda podem ser usados aditivos como a baritina, os fosfatos, os taninos, os carbonatos, os paraformaldeídos e outros. Os sais atuam como inibidores das formações ativas, atuando 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. Este


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escoamento inverso reduz a hidratação da formação e as pressões de poros da formação ao redor do poço, o que gera um aumento da tensão efetiva. Os sais mais comuns utilizados em fluidos de perfuração a base de água são os sais de cloretos: cloreto de sódio (NaCl); cloreto de potássio (KCl) e cloreto de cálcio (CaCl2).

Os polímeros assim como os sais são de grande utilidade na indústria de petróleo, principalmente no

campo da perfuração. Os polímeros comumente utilizados podem ser classificados de três maneiras: os polímeros naturais, os naturais modificados e os polímeros sintéticos. Os polímeros naturais nos fluidos de perfuração são as chamadas gomas, os biopolímeros e aqueles a base de amido. O amido é um polímero cuja molécula estrutural apresenta um caráter ligeiramente aniônico, sendo, portanto considerado um polímero hidrofílico. Essa característica o torna capaz de absorver grande quantidade de água, o que lhe permite atuar como controlador da perda de fluido para a formação. Outra característica importante desse polímero é o fato de possuir partículas grandes em sua cadeia, o que auxilia na minimização da penetração do fluido de perfuração na formação.

Os biopolímeros, geralmente são polissacarídeos produzidos a partir da fermentação bacteriana. São

polímeros que apresentam alto peso molecular, algo em torno de 1 a 2 milhões. Assim como o amido, sua molécula apresenta-se ligeiramente aniônica, o que lhe confere a capacidade de

absorver grande quantidade de água, por isso os biopolímeros são usados no controle reológico e para melhorarem o processo de carregamento de cascalhos durante a perfuração. Os exemplos mais comuns dessa classe são as gomas. Os polímeros modificados mais utilizados na indústria petrolífera são os CMC (carboximetilcelulose); HEC (hidroxietilcelulose) e o CMS (carboximetilamido). A principal função desses polímeros é a de tornar o fluido mais viscoso, melhorando a capacidade de carregamento de cascalhos. Assim como os polímeros naturais, os polímeros modificados são agentes hidrofílicos capazes de absorver grande quantidade de água.

O grupo que constitui os polímeros sintéticos é formado pelos poliacrilatos, polímeros produzidos através

do petróleo, e pelas poliacrilamidas que são copolímeros de varias proporções de acido acrílico e acrilamida. Os poliacrilatos normalmente são aniônicos apresentando estruturas que não são complexas tendo seu uso variando de acordo com seu peso molecular. As moléculas com baixo peso molecular (< 1000), são utilizadas como afinadores e defloculantes, essas funçõe devem-se ao fato dos poliacrilatos de baixo peso molecular apresentarem muitas cargas negativas e alta capacidade de adsorção de sólidos ativos dos fluidos. O mecanismo básico de funcionamento é o fato dos poliacrilatos de baixo peso molecular adsorverem as cargas positivas dos fluidos deixando-os com excesso de cargas negativas, o que causa forte repulsão resultando na defloculação. Os poliacrilatos de peso molecular médio (entre 1000 e 100000), são utilizados como floculantes e controladores de parâmetros reológicos. As moléculas com alto peso molecular (> 100000), são usadas como floculantes. A poliacrilamida possui alto peso molecular e nos fluidos de perfuração atua como um controlador dos fluidos, isso por ser capaz de encapsular os sólidos (contaminantes) presentes nos fluidos e formar flocos que se depositam no fundo dos tanques de decantação. A ação de captura de contaminantes pela poliacrilamida se deve pela diferença de cargas existentes, a poliacrilamida é aniônica e os sólidos/partículas apresentam cargas positivas (Caenn et al., 1995).

As bentonitas são definidas por Pereira et al. (2000), como agregados em pacotes laminares que ao entrarem em contato com água vão se separando, causando um efeito de dispersão. Nos fluidos de perfuração as argilas podem associar-se de diferentes maneiras,influenciando na qualidade e na eficiência dos fluidos. Os 4 efeitos possíveis causados pelas diferentes associações das argilas são a agregação (argila seca), dispersão (estado pretendido pelo fluido, inverso da agregação), floculação (abrupto aumento da viscosidade, alta gelificação) e defloculação. A atuação dessas argilas no campo petrolífero se da pela alta retenção de água, conferindo ao fluido boas propriedades viscosificantes, formadoras de gel e controladoras de filtração. Outros aditivos usados nas operações de perfuração podem ser vistos na tabela 1.


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Tabela 1. Aditivos nos fluidos de perfuração. Aditivos

Características

Lignossulfatos, taninos, lignitos e fosfatos

o Dispersante

o Inibidor Físico

Baritina (sulfato de bário) e Hematita

o Adensante – Pode

controlar a densidade

do fluido de

perfuração.

Soda cáustica, Potassa Cáustica e cal hidratada

o Alcalinizantes

o Controladores de pH

o Floculante

Surfactantes: sabões e

ácidos graxos.

o Emulsificar a água

o Reduzir a tensão

superficial

Carbonato e bicarbonato de sódio

o Removedores de

cálcio e de magnésio Paraformaldeído,Organoclorados,

Formulação de fluido No site http://www.systemmud.com.br/index.php?PG=produtos é possível verificar alguns aditivos, espumantes

e outros para composição de fluidos e a ficha técnica de cada produto, assim como formulação do fluido

conforme a tabela abaixo:

Produtos destinados a confecção e tratamento dos Fluidos de Perfuração, atendendo suas propriedades básicas como desenvolvimento de viscosidade; controles de filtrado, reboco, e de densidade; lubrificação e inibição de argilas expansivas.

Perfuração A Base de Ar

[ Espumantes ]

ESPUMGEL Espumante para perfuração roto-pneumática

SM FOAM Espumante de alto rendimento para perfuração roto-pneumática

Perfuração A Base de Água

[ Aditivos ]

BARRILHA LEVE Controlador de dureza e pH na água de preparo de fluidos de perfuração

http://www.systemmud.com.br/index.php?PG=produtos


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BENEX Extensor de bentonita para fluidos de perfuração

CAKE FIX aglomerante polimérico fixador de reboco

CELUTROL ADS Redutor de filtrado para fluidos de perfuração

SM BAC GREEN Bactericida para preservação de fluidos de perfuração

SM HIB Inibidor de argilas expansivas

SM THIN 1000 Afinante para fluido de perfuração à base de bentonita

SM VIS Blend de viscosificante e aditivo inibidor de argilas expansivas

[ Viscosificantes ]

CELUTROL HV-1 Viscosificante e redutor de filtrado para fluidos de perfuração

CELUTROL MIX PLUS Blend de polímeros para fluidos de perfuração

GEO PLUS Viscosificante líquido para fluido de perfuração

GOMA GEL Viscosificante de alto desempenho para fluidos de perfuração

SM 2000 Viscosificante de alto rendimento para fluidos de perfuração

SM GEL Bentonita ativada para fluidos de perfuração

SM PAC HV Celulose Poli-Aniônica (PAC) para fluido de perfuração

SUPERVIS Viscosificante em pó de alto rendimento para fluidos de perfuração

SUPERVIS LÍQUIDO Viscosificante de alto rendimento para fluidos base água

[ Selamento ]

SM SEAL Selante para perda de fluido de perfuração em formações porosas

SUPER EXPAND Expansivo selante para uso em fraturas

Formulações de Fluidos

Especificações: Fluidos de Perfuração - Produtos

PRODUTO TIPO BASE PARA FURAR kg/m³

CELUTROL HV-1 Viscosificante ÁGUA Areias 2,8-4,8

SM VIS PLUS Viscosificante ÁGUA Arg/Areias 1-3

SM2000 Viscosificante ÁGUA Arg/Areias 1-3

GEO-PLUS Viscosificante ÁGUA Arg/Areias 2-4

GOMA GEL Gelificante ÁGUA Areias 1-4

BENEX Extender BENTON Areias 4g/kg

SM VIS Inibidor ÁGUA Areias 2-5

SM HIB Inibidor ÁGUA Argilas 5-30

SM LUBE Lubrificante ÁGUA Arg/Roch 1-5

HEXA T Dispersante ÁGUA Argilas 0,5-2

SM SEAL Fuga de lama ÁGUA Cascalh/fend 5-10%

SUPEREXPAND Fuga de lama ÁGUA Cascalh/fend 1-10%

COMPACTOLIT Selo ÁGUA Cascalh/fend 1000

SM FOAM Stiff-Foam AR “Cabeça”/Roch 0,5-1

ESPUMGEL Espumante AR Rocha 1-2


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Especificações: Selo Sanitário - Desenvovimento - Manutenção - Produtos

PRODUTO COMPOSIÇÃO FASE REMOVER kg/m³

COMPACTOLIT Esmectita Selo Sanitário Aqüífero Indesejável 1000

HEXA T Polifosfato Tensoativado

Desenvolvimento Argilas e bentonitas 5-8

EASY CLEAN ALCALINO (Liq.)

Fosfatos lineares Limpeza geral Lodo, argila, mat.particulado

8

EASY CLEAN ÁCIDO (Liq.)

Ácidos org. combinados

Desincrustação Crostas de ferrugem e carb.

8

EASY CLEAN GRANULADO

Ácidos org. combinados

Desincrustação Crostas de ferrugem e carb

8

CON-BACT Peróxido de hidrogênio

Desinfecção Microrganismos 0,05

PHOSLAN Poliortofosfatos Tratamento Águas amareladas e duras

0,00

Formulações Típicas "Receitas"

PARA FURAR

PRODUTOS DOSAGEM (kg/m³)

ARENITOS Soda Cáustica CELUTROL® HV-1

0,05 2,8 – 4,8

ARENITOS ARGILOSOS (lentes)

Soda Cáustica CELUTROL® HV-1 SM® VIS

0,05 1,0 – 3,8 2,0 – 3,0

ARGILA ARENOSA

Barrilha leve SM® 2000

0,70 1 – 3

ARGILA Barrilha leve SM® 2000 SM® VIS

0,70 1 – 2 2 – 5


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Formulações Típicas para Furo Direcional / Horizontal

PARA FURAR ETAPA PRODUTOS kg/m³

ARENITOS FURO PILOTO 100 mm Barrilha Leve Bentonita CELUTROL HV-1 SM2000

0,7 25 0,5 0,5

ALARGAMENTO até 305 mm Barrilha Leve Bentonita CELUTROL HV-1 SM2000

0,7 25 1,0 0,5

ALARGAMENTO =ou> 375 mm Barrilha Leve Bentonita CELUTROL HV-1 SM2000 SM LUBE

0,7 35 1,0 0,5 1,0

PUXADA DO DUTO Barrilha Leve Bentonita SM2000 SM LUBE

0,7 35 0,5 1,5

ARGILA FURO PILOTO 100 mm Barrilha Leve SM2000

0,7 2,0

ALARGAMENTO até 305 mm Barrilha Leve Bentonita SM2000

0,7 25 0,5

ALARGAMENTO =ou> 375 mm Barrilha Leve Bentonita SM2000 SM LUBE

0,7 25 1,0 1,0

PUXADA DO DUTO Barrilha Leve Bentonita SM2000 SM LUBE

0,7 35 0,5 1,5

Formulações para Problemas Típicos em Perfuração

OCORRÊNCIAS TÍPICAS PRODUTOS INDICADOS DOSAGEM (kg/m³)

ENCERAMENTO DE BROCA SM VIS SM LUBE

2- 5 1 – 2

INCORPORAÇÃO DE ARGILA AO FLUIDO SM VIS 2 – 5

PRISÕES POR ARGILA EXPANSIVA SM THIN SM LUBE

5 - 8 2 – 5

PRISÃO DIFERENCIAL SM LUBE SM THIN

10 – 15 12 – 18

CONTROLE DE FILTRADO E REBOCO CELUTROL HV-1 CELUTROL ADS

1 – 3,8 1 – 5,8

FUGA E/OU PERDA DE CIRCULAÇÃO SM SEAL SUPER EXPAND

50 – 100 100


UNITBR

15

COMPACTOLIT 1000

Manual de orientação para tratamentos e intervenções em fluidos de

perfuração para minério de ferro. Problemas durante a perfuração Sintomas identificáveis e tipo de análise

quantitativa Correção

Fluxo de água entrando no furo Aumento do volume no tanque;

Fluido afina muito e lava o reboco das paredes;

Densidade diminui;

Problemas de desmoronamentos nas entradas de água;

Limpeza ineficiente;

Ferramenta tranca seguidamente.

Aumentar a densidade com barita para controlar o fluxo de água.

Degradação do fluido por bactérias Fluido afina e separa fases;

Odor ruim de matéria orgânica em degradação;

Aspecto do fluido totalmente fora de padrão.

Adicionar bactericidas SM®BAC GREEN;

Adicionar soda cáustica ou barrilha leve e elevar o pH;

Trocar todo o fluido e desinfetar caixas e ferramentas.

Enceramento de coroas e brocas Redução no avanço de perfuração;

Coroas, brocas e hastes saem enceradas nas manobras;

Desgastes excessivos de coroas e faces de roletes de broca tricônicas travados;

Redução na vazão da bomba de lama.

Utilizar o fluido inibido com SUPERVIS®, SM® THIN 1000 e SM

® LUBE;

Aplicar SM® LUBE e SM® THIN 1000 (por dentro das hastes e empurrar com a bomba para o fundo).

Corrosão química e por abrasão Hastes e revestimentos esburacados;

Hastes desgastadas por abrasão;

Redução na vida útil da coluna de perfuração;

Perfurar sem retorno de fluido;

Quebra excessiva de roscas das conexões.

Controlar pH > 7,5 com barrilha leve;

Utilização de fluidos poliméricos e dos lubrificantes SM® LUBE ou SM® TORQ LUBE;

Aplicação de graxa nas hastes na ausência de retorno;

Utilização de SM® SEAL desde o

início para manter retorno de fluido.


UNITBR

16

Prisão diferencial Ferramenta fica colada, não gira, nem sobe ou desce, mas a circulação permanece;

Trecho perfurado de alta permeabilidade e baixa pressão com perda excessiva de fluido;

Reboco com características favoráveis a colagem da coluna de comandos;

Perda de verticalidade na perfuração que provoca o contato da coluna de comandos com a parede do furo.

Utilizar fluido com rigoroso controle de filtrado e reboco;

Usar a linha CELUTROL® para controle de filtrado e reboco;

Rigoroso controle de verticalidade;

Utilização de coluna de comandos e estabilizadores;

Processo de descolagem utiliza SM® THIN 1000 e SM® LUBE aplicados em dosagens elevadas (> 10 L/m³).

Dificuldade em descer ou sacar revestimento

Desmoronamentos das paredes do poço;

Argilas expansivas que incham e caem;

Revestimento pára antes do fundo ou prende ao ser retirado.

Adicionar barita para aumentar peso;

Aplicar inibidores SM® HIB e SM® VIS para conter hidratação das argilas esmectíticas ou ÓLEO FIXADOR para estabilizar o reboco;

Passar graxa na parte externa do revestimento.

Perda de circulação Redução do volume no tanque;

Perda de retornos;

Perdas abruptas do fluido;

Redução nas pressões de circulação.

Adicionar produtos selantes como SM® SEAL e bentonita;

Reduzir a densidade do fluido se ela estiver excessiva;

Em casos extremos fazer tampão de COMPACTOLIT, cimento ou gesso;

Reduzir a velocidade da bomba.

Trancamentos sucessivos da coluna de

perfuração

A ferramenta prende seguidamente;

Presença de argilas expansivas;

A ferramenta desce, mas prende ao subir.

Usar fluido inibido com SUPERVIS®, SM® HIB ou SM® VIS;

Trabalhar com pH elevado (em torno de 11,5 a 12);

Usar o surfactante SM® LUBE.


UNITBR

17

Problema: contaminantes na água de preparação ou proveniente da Fm

Tipo de Contaminante Sintomas identificáveis e tipo de análise quantitativa Correção

pH < 5,5: polímero precipita

> 12,0: polímero degrada

> 10,5: bentonita flocula

> 12,0 bentonita desidrata

Medir pH inicial com a fita

Medir pH final com a fita

Para águas com pH < 6,0 adicionar 50 a 100

g de barrilha leve.

Para água com pH próximo ao neutro (7,0) a própria bentonita, se for utilizada, corrige o pH.

Para fluidos poliméricos adicionar 50 a 100 g de barrilha leve se o pH for < 7,5.

Gás sulfídrico (H2S) Odor de enxofre (“ovo podre”);

Medições sucessivas de redução de pH;

*Tratar o fluido com a Linha SM®

BAC GREEN que em pequenas dosagens

eliminará o gás;

*Ajustar o pH com barrilha leve.

Cloretos Rápido aumento na concentração de cloretos;

Aumento de peso do fluido;

Rápida redução de alcalinidade;

Aumento do filtrado;

Reboco de filtrado mais grosso/poroso;

Aumento ou inversão das propriedades reológicas.

Passar a utilizar sistema saturado de água salgada

Carbonato de cálcio / magnésio (> 50 mg/L) ou cimento ou gesso

Presença de bicarbonatos, carbonatos, sulfatos e hidróxidos

de cálcio nos laudos de análise das águas de preparação;

Presença de cálcio e magnésio nas litologias perfuradas

Elevação do pH;

Viscosificantes (Bentonita, SUPERVIS® e CELUTROL

® MIX

PLUS) não obtém rendimento, mesmo em grandes

dosagens

Fluido afina a partir de uma determinada profundidade; separação de fases;

Fluido flocula e aumenta a viscosidade;

Análise feita com titulação para identificação do teor de dureza (em CaCO3).

Tratar água de preparação ou o próprio fluido com barrilha leve leve ou bicarbonato de sódio numa relação de 150 g/m³ de barrilha leve ou bicarbonato para cada 100 mg/L de dureza;

Uso de polímeros resistentes a salinidade

como CELUTROL® HV-1;

Uso de Hexa T® ou SM

® THIN 1000 para

deflocular.


UNITBR

18

Incorporação de argilas e excesso de areia

Aumento na viscosidade

Aumento na densidade

Aumento do teor de sólidos

Elevação do filtrado e espessura do reboco

Utilizar fluido inibido com SUPERVIS® , SM

®

VIS e SM® HIB;

Melhorar decantação de superfície

Instalar desareiador

Reduzir o gel para fluido descarregar melhor os sólidos

Bibliografia

DRILLING FLUIDS ENGINEERING MANUAL. M-I Drilling Fluids. Houston, USA. Revision 03-31-

1998. 1025 p., pag. 4B-1 a 4B-23, fig. 3,4, 6,7, 8, 10,11,12,13; pag. 7.1, fig. 1; pag. 15.7, fig. 12; pag.

15.9, fig. 14

Quezada, A.E.D.; Oliveira, T; Barboza; A.L.F.; Aplicações de Carboximetilcelulose em Fluidos de

Perfuração, Gr.Ultra, 1992

Pereira, E.; Bianchi, C.; Filho, F.W.B.F.; Souza, J.C.S de.; Reprogramação dos Fluidos de Perfuração em

Poços da SABESP no Vale do Paraíba, X Encontro Nacional de Perfuradores de Poços, Campo Grande

(MS), pp. 73-83, 1997

Pereira, E; Aspectos Práticos Importantes dos Fluidos de Perfuração Modernos, X Congresso Brasileiro

de Águas Subterrâneas, Fortaleza (CE), 1998

UNIPER Hidrogeologia e Perfurações Ltda., Relatório Técnico de Serviço de Construção do Poço

Tubular Profundo P-03, Loteamento Flor do Campo, Município de Tremembé (SP), Cia. De Saneamento

Básico do Estado de São Paulo – SABESP, 03/2001

Documents

Fluidos_I