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1 1. INTRODUÇÃO Na indústria da perfuração de poços, os fluidos de perfuração têm importância fundamental. São eles que devem permitir o resfriamento da broca, a manutenção da estabilidade do poço além de outras funções. Muitos fluidos de perfuração incorporam constituintes com características tóxicas, corrosivas ou agressivas ao meio ambiente. Contudo, os fluidos de perfuração comumente levam em sua constituição substâncias capazes de retardar a ocorrência de fenômenos indesejáveis (formação de hidratos, por exemplo). Neste trabalho, foram estudadas as propriedades gerais dos fluidos de perfuração usados em poços de petróleo. Para tanto foi realizado uma pesquisa de algumas principais definições dos fluidos de perfuração, nas suas classificações (a base óleo, a base água, a base ar e fluidos sintéticos) com o objetivo de apresentar suas vantagens e desvantagens na utilização dos fluidos de perfuração.

FLUXO DE FLUIDO

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1. INTRODUÇÃO

Na indústria da perfuração de poços, os fluidos de perfuração têm importância

fundamental. São eles que devem permitir o resfriamento da broca, a manutenção

da estabilidade do poço além de outras funções. Muitos fluidos de perfuração

incorporam constituintes com características tóxicas, corrosivas ou agressivas ao

meio ambiente.

Contudo, os fluidos de perfuração comumente levam em sua constituição

substâncias capazes de retardar a ocorrência de fenômenos indesejáveis (formação

de hidratos, por exemplo). Neste trabalho, foram estudadas as propriedades gerais

dos fluidos de perfuração usados em poços de petróleo. Para tanto foi realizado uma

pesquisa de algumas principais definições dos fluidos de perfuração, nas suas

classificações (a base óleo, a base água, a base ar e fluidos sintéticos) com o

objetivo de apresentar suas vantagens e desvantagens na utilização dos fluidos de

perfuração.

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2-ASPECTOS SOBRE O FLUXO DE FLUIDOS DURANTE A PERFURAÇÃO

Observando-se o sistema de circulação da sonda mostrado na Figura-1 ,

verifica-se que o fluido percorre geometrias tubulrares, anulares e através de bocais

(jatos da broca).

Devido a aspectos de dimensionamento, segurança e eficiencia do sistema de

circulação, é importante se conhecer a pressão e perfil de velocidades em cada

ponto do circuito.

Desta forma, torna-se necessário a modelagem/entendimento do escoamento

através do cicuito, considerando-se aspectos relativos a regimes de fluxo, reologia

do fluido, condições de operação (geometria do sistema, vazão nas bombas, rotação

da coluna, taxa de penetração) e condições ambientais (temperatura, pressão).

O escoamento através de tubos cilíndricos (interior da coluna de perfuração,

kelly, mangueiras da superfície) é bem entendido na literatura, tanto em termos de

modelagem matemática para previsão de perdas de carga e perfis de velocidade

(escoamento monofásico laminar turbulento) quanto em termos de medidas

experimentais em laboratório.

Um problema que ainda permanece em estudos, é o escoamento através do

espaço anular existente entre a coluna de perfuração e o poço (aberto/revestido).

Figura 1 – Sistema de Circulação

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Apesar de haver várias contribuições relevantes na literatura, tanto em termos

de modelagem matemática quanto em termos de análise experimental, existem

ainda limitações no entendimento pleno do escoamento anular durante a operação.

Alguns pontos importantes na abordagem desse escoamento, que dificultam

sensivelmente a análise, podem ser listados a seguir:

Comportamento dinâmico da coluna dentro de um poço preenchido com fluido

de perfuração

Regime de fluxo (laminar, turbulento, existencia de vórtices)

Excentricidade anular

Reologia do fluido

Transferencia de calor no sistema

CLASSIFICAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

A definição e classificação de um fluido de perfuração consideram os

componentes dispersantes e dispersos, além dos aditivos químicos empregados na

sua composição. Devido à variedade e complexidade dos fluidos de perfuração,

aparecem algumas divergências entre autores com relação à classificação.

Entretanto, segundo Thomas (2001), o critério se baseia no constituinte principal da

fase contínua ou dispersante. Uma vez que este pode ser a água, uma fase orgânica

(ou óleo) ou o ar (ou gases), os fluidos são classificados, primariamente, por:

Fluidos à base de água

Fluidos à base de orgânicos (ou óleo)

Fluidos à base de gás (ou ar)

FLUXO DE FLUIDO EM MEIOS POROSOS

Um meio poroso é composto basicamente de um esqueleto sólido e fluido (no

caso de poços de petróleo os fluidos são: água; gás; óleo ou então a combinação

destes). A resposta mecânica do meio poroso pode ser alterada devido à presença

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de fluido e inversamente, a resposta do fluxo de fluido pode ser alterada devido às

modificações no comportamento mecânico do meio poroso.

Estes fenômenos acoplados, no comportamento do meio poroso, têm um

caráter transiente. De uma forma geral, os problemas relacionados à análise das

respostas de poços de petróleo, estão ligados aos efeitos físicos, químicos ou de

temperatura. Esses mecanismos por sua vez não devem ser tratados de forma

isolada, dado os efeitos que causam uns aos outros.

O acoplamento desses efeitos é de grande importância para uma predição

das respostas envolvidas nos problemas de análise de tensões, pressões,

saturações, regiões danificadas, entre outras, em poços de petróleo.

Um poço de petróleo, durante sua vida útil, passa por diferentes fases. Num primeiro

momento dá-se ênfase à avaliação das questões relativas à estabilidade do poço,

numa etapa seguinte, a ênfase é voltada a fatores relacionados à produção.

Os problemas de instabilidade, verificados na grande maioria das vezes na

fase de perfuração do poço, podem ocorrer devido à alteração das tensões in situ. O

meio poroso onde se efetua a perfuração de um poço de petróleo encontra-se em

estado de equilíbrio.

Ao se iniciar o processo de perfuração, devido à retirada de material sólido, o

estado de equilíbrio é perturbado. Busca-se restabelecer o estado inicial de

equilíbrio substituindo o material retirado por um fluido (fluidode perfuração).

Entretanto, a pressão que o fluido de perfuração exerce sobre a parede do

poço dificilmente reproduz exatamente o estado de tensões original. Nesse novo

cenário, verifica-se geralmente, uma concentração de tensões na região ao redor do

poço, que se estende desde a parede até uma distância equivalente a alguns

diâmetros de poço. Além de uma zona de concentração de tensões, algumas

propriedades mecânicas do meio podem ser alteradas devido a essas modificações.

Outra consideração refere-se à possibilidade do fluido de perfuração reagir

quimicamente com a formação porosa, alterando as propriedades do meio ou

penetrando no meio poroso, alterando a pressão de poros na região adjacente ao

poço. Estabelecido esse panorama durante a perfuração, apontam-se dois

mecanismos principais que levam à perda de estabilidade de poços. Num primeiro

mecanismo, classifica-se a perda de estabilidade por tração. Esse mecanismo,

representa o evento em que tensões de tração ultrapassam a resistência à tração do

material que compõem o meio poroso, causando assim a ruptura da formação. Num

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segundo mecanismo, classifica-se a perda de estabilidade por cisalhamento,

também referenciado como perda de estabilidade por compressão.

Esse mecanismo geralmente contempla os aspectos relacionados ao

aparecimento de regiões plastificadas. Tanto a perda de estabilidade por tração

quanto à perda de estabilidade por cisalhamento, dividem-se em dois modos

distintos, modo inferior e modo superior. O primeiro modo, refere-se ao que ocorre

quando a pressão do fluido de perfuração é baixa. Já o segundo, ocorre quando a

pressão do fluido de perfuração é excessivamente alta. Na etapa de produção,

problemas de produção de areia, dano no revestimento do poço, produtividade

baixa, entre outros, geralmente são verificados. A mudança de fluxo monofásico

para fluxo bifásico também se dá geralmente nessa fase, seja pela chegada de um

frente de água devido à injeção (procedimento corriqueiramente empregado) ou pela

entrada de água advinda das proximidades do poço. A entrada de água pode alterar

algumas propriedades do meio poroso, devido principalmente a reações químicas.

As condições de produção do poço também podem ser alteradas, uma vez

que além de óleo o poço passará a produzir água. Além disso, o meio poroso, que

se encontrava em equilíbrio, com comportamento de fluxo permanente, passa mais

uma vez a apresentar respostasde caráter transiente, verificando-se alterações nos

campos de tensões e pressões, que por sua vez podem gerar outros danos, tanto na

formação quanto no revestimento do poço.

Em geral, a análise das respostas de poços é realizada de forma

determinística em relação às propriedades mecânicas e hidráulicas do meio poroso.

No entanto, sabe-se que os meios porosos e em particular rochas sedimentares,

mostram heterogeneidades tanto em micro, meso e macro-escala. Essas

heterogeneidades produzem variabilidade nas propriedades mecânicas e hidráulicas

dos meios porosos. Essa variabilidade mostra em geral um caráter espacial

pronunciado. Dessa forma, as respostas, tais como deslocamentos, poro pressões,

graus de saturação, tensões e região plastificada ou danificada, são também

aleatórias, podendo ser expressas em termos de valores médios, dispersões e

probabilidades de ocorrência. Da mesma forma, a análise de estabilidade de poços

é usualmente realizada de forma determinística, estimando-se uma janela

operacional de valores de pressão de fluido de perfuração.

Os modelos geralmente usados para essa finalidade são soluções analíticas

simplificadas ou análises numéricas não muito sofisticadas com o método dos

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elementos finitos. Como executado hoje em dia, os resultados dessas análises

podem apresentar discrepâncias quando comparados com o comportamento real

observado nos poços de petróleo.

Uma vez que as propriedades do meio são aleatórias e que as respostas, por

esse motivo, também apresentam variações, pode-se pressupor que os critérios de

estabilidade, descritos geralmente em função das respostas do problema entre

outras hipóteses, também apresentam variabilidade, gerando com isso, limites

operacionais de pressão de fluido de perfuração também aleatórios. Dadas essas

características, análises probabilísticas de estabilidade de poços podem ser

efetuadas.

FLUXO NA COLUNA DE PRODUÇÃO

O fluxo em tubulações define-se como o movimento de gás livre, mistura de

fluidos ou uma combinação de algum modelo de fluxo em tubulações sob diferentes

condições de operação ao longo da sua viagem. O gás proveniente do meio poroso

passa à etapa de transporte por tubulação com movimento vertical ou direcional até

superfície, onde muda para um deslocamento horizontal ou inclinado até o

separador.

Durante o percurso, o fluido pode ou não passar por acessórios (válvulas,

chokes) antes de ingressar na linha principal que conecta com o separador esses

acessórios interpõem uma resistência ao canal de fluxo provocando uma perda

adicional da energia inicial disponível. que permite apreciar as possíveis zonas de

maior queda de pressão num sistema de produção. Também deve somar-se o

consumo por energias cinética, potencial e de atrito, as perdas devido ao choque

das partículas do fluido umas contra outras e com as paredes da tubulação, que os

leva a um repouso momentâneo ou retarda sua velocidade de modo que devam

voltar a acelerar-se.

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Padrões de fluido vertical multifásico

O fluido de gás que sai do meio poroso, entretanto, possui gás em solução, e

vem acompanhado de gás livre em água.

Os padrões de fluxo geralmente aceitos para o fluxo vertical multifásico são: bolha,

golfada, transição e anaular-nevoeiro. Comforme a figura:

A pressão no fundo deve ser suficiente para vencer:

A coluna hidrostática do fluido na coluna de produção

As perdas por fricção

As perdas nas restrições (válvulas)

As perdas na linha de produção

A pressão nos equipamentos de separação

Gradiente dinâmico:

Gradiente devido à elevação f(,h)

Gradiente devido à fricção f(D,q,fluido,rugosidade)

Figura 4- Padrões de fluido vertical

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Gradiente devido à aceleração (significativo para RGO alto)

FLUXO DE FLUIDO NA SUPERFÍCIE

Quando o reservatório possui boa pressão de formação, faz com que seus

poços consigam por muito tempo impulsionar o óleo até a superfície, dizemos

portanto que estes poços são sugentes . Quando esta pressão não consegue mais

trazer o óleo até a superfície, recorre-se então aos métodos de elevação artificial

que melhor se adequar às características do campo.

Podemos citar como métodos de elevação artificial mais utilizados:

Gás Lift

Gás obtido na plataforma a partir da separação óleo/gás, elevado sua

pressão para aproximadamente 100/150 kgf/cm2 em um turbocompressor e

injetado de maneira controlada no anular do poço através dos mandris de gás

lift instalados na coluna de produção, o gás atinge o interior da coluna e

retorna à superfície, fazendo o carreamento do óleo através da gaseificação

do fluido que se encontra no interior da coluna. É considerada uma extensão

do fluxo natural do poço, porque é baseado no processo de liberação e

expansão do gás na medida em que o óleo vai subindo pela coluna de

Figura 4- Curva de gradiente de

pressão para fluxo monofásico de

liquido

Figura 3- Oposição de solicitações no

fundo do poço

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produção. O método é considerado bastante versátil, podendo ser aplicado a

poços de qualquer profundidade, com qualquer pressão de reservatório e

para vazões de produção variando de poucos barris a dezenas de milhares

por dia.

Basicamente o sistema consiste de:

Fonte de Gás de alta pressão (Turbocompressor).

Um sistema de controle de injeção de gás na cabeça do poço (Um choke

ajustável)

Um sistema de controle sub-superficial de injeção de gás (Mandril de gás lift)

Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos

( Separador).

Suas principais vantagens são:

Baixo custo operacional para produção de fluidos com areia.

Apresenta boa flexibilidade operacional no que se refere à variação dos

volumes produzidos.

É o método mais indicado para poços com RGO altos.

Investimentos iniciais baixos.

Desvantagens do método:

Não pode ser utilizado onde não há gás em boas quantidades.

Pode se tornar antieconômico quando precisar de grandes pressões de

compressão.

Sua aplicação pode ser problemática se o gás for muito corrosivo ou quando

o óleo muito viscoso.

Requer de elevada contrapressão sobre a formação produtora durante a

operação

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Bombeio Centrífugo Submerso – BCS

O bombeio Centrífugo Submerso ( BCS ) é um método de elevação artificial

que consiste fundamentalmente no incremento de pressão de fundo dado por

uma bomba centrífuga de múltiplos estágios que é acionada por um motor

elétrico trifásico acoplado a bomba através de um selo protetor.

Este conjunto com todos os componentes unido uns aos outros por luvas de

acoplamento, impulsiona o óleo de determinada altura, até a superfície.

A energia elétrica é conduzida da superfície até o motor por meio de um cabo

elétrico especialmente projetado para este fim, fixado à coluna de produção

por meio de fitas de aço inoxidável 3/4”.

O conjunto BCS deve ser dimensionado de acordo com o Índice de

Produtividade do poço e instalado a uma profundidade em que a sucção da

bomba fique sempre submergida.

O BCS é um método adequado a campos de petróleo onde o RGO

( razão gás óleo ) é baixo, pois o gás em excesso provoca cavitação e o

sistema perde eficiência.

O conjunto BCS é montado na extremidade da coluna de produção e

nela são instalados equipamentos que tem a finalidade de drenar o óleo do

tubo para o anular (sliding sleeve) nas operações de retirada evitando assim o

banho de óleo na superfície. São instalados também, niplles, mandris, etc.

Todos com funções específicas.

Todo o sistema de controle e proteção do motor é feito pelo quadro de

comando que é ligado diretamente ao transformador de tensão.

A caixa de junção é instalada entre a cabeça do poço e quadro de

comando e tem por finalidade evitar que alguma quantidade de gás que

eventualmente migre pelo interior do cabo, chegue até o quadro de comando.

Nos poços terrestres é comum a utilização de uma cabeça de produção tipo

“Hercules”, onde um flange bipartido com borrachas faz a vedação onde o

cabo passa através da cabeça.

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Nos poços off-shore onde é exigida uma maior segurança a passagem

do cabo através da cabeça é feita com a utilização de um mandril

eletricamente condutor.

Quando se deseja medir e ou registrar os valores de pressão e

temperatura no fundo, é descido com o motor, um sensor que emite sinais

para a superfície, utilizando o mesmo cabo que conduz energia para o motor.

Estes sinais são decodificados e mostrados os valores de forma digital num

monitor na superfície. Pode-se utilizar uma impressora para registro desses

valores

Bombeio de Cavitação Progressiva ( BCP )

O método de elevação por BCP, possui características únicas, que sob uma

grande faixa de condições supera a outros métodos, encontrando-se numa

posição ideal na produção de óleos pesados, devido a sua adaptabilidade a

fluidos altamente viscosos e abrasivos, associados à produção de areia e a

fluidos multifásicos. A eficiência do sistema chega a atingir 60%, sendo maior

que a maioria dos métodos.

São bombas de deslocamento positivo, formadas por um rotor

helicoidal de aço e um estator moldado com elastômero cintético em forma de

dupla hélice interna com duplo comprimento de passo. O movimento de

rotação do rotor dentro do estator é excêntrico, formando uma série de

cavidades seladas e separadas 180, as quais se movimentam axialmente

desde a sucção da bomba até a descarga.

O selo entre o estator e o rotor obriga o fluido a se deslocar axialmente,

igualando a velocidade de formação e diminuição das cavidades, a qual é

proporcional á velocidade de rotação da bomba, resultando num fluxo

constante e sem pulsações.

O rotor é suspenso por uma haste de bombeio, a qual á acionada

desde a superfície por um motor e um sistema de engrenagens ( drive head),

que suporta o peso e transmite o movimento de rotação à haste.

Para gerar a elevação do óleo, deve existir uma pressão diferencial entre as

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sucessivas cavidades, e isso requer um selo hermético entre o rotor e o

estator.

O rotor é feito em aço recoberto por cromo, e o elastômero do estator

aumenta a resistência, permitindo sua utilização na produção com areia e

fluidos abrasivos, fluidos de baixa e alta viscosidade, além de fluido

multifásicos (gás-líquido).

Vantagens adicionais do método:

Fácil Instalação e operação;

Mínima manutenção;

Baixo Impacto Ambiental;

Baixo Investimento Inicial e custos de operação;

Baixo requerimento de potência;

Bombeio Mecânico ( Cavalo de Pau ).

Este sistema consiste, de forma geral, num equipamento de superfície

comandado por um motor, o qual aciona um sistema de engrenagens que

transforma movimento rotatório do motor num movimento recíproco da unidade de

bombeio. Esta unidade tem uma série de dispositivos mecânicos que transmitem o

movimento recíproco vertical a uma haste de bombeio que, por sua vez, aciona uma

bomba de deslocamento positivo localizada dentro do poço.

A bomba na sua forma mais simples, consiste de um cilindro ou barril,

suspenso na coluna de produção, e de um embolo que se desloca para cima e para

baixo no interior deste cilindro mediante a ação da haste de bombeio, a qual se

compões de uma série de hastes rosqueadas e acopladas na superfície à unidade

de bombeio.

No fundo do cilindro está localizada uma válvula de esfera, a qual é fixa

( válvula de pé) enquanto uma Segunda válvula de esfera, a válvula de passeio, está

localizada no êmbolo movimenta junto com ele.

Quando o movimento do embolo é para cima ( Upstroke ) a válvula de pé abre

e a de passeio fecha, permitindo a entrada de fluido na bomba, e por sua vez

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deslocando à superfície o fluido que entrou no ciclo anterior. Quando seu movimento

é para baixo ( Downstroke ) a válvula de pé fecha e a de passeio abre permitindo a

passagem do fluido à bomba e à coluna de produção.

Este é o método mais comum na produção de óleo pesado em campos

onshore, embora exista a tendência de substituí-lo, em razão de sua baixa eficiência

relacionada a problemas com:

Pouca vida útil do equipamento.

Freqüentes falhas na haste de produção devido aos excessivos esforços

gerados pela alta viscosidade e densidade do fluido, portanto aumentando o

número de intervenções no poço.

Unidade de bombeio sobrecarregadas, exigindo portanto um maior consumo

de energia.

Limitações em poços profundos e desviados.

Interferência de gás.

Bombeio Hidráulico a jato

É um sistema de elevação artificial onde os fluidos produzidos pelo

reservatório, geralmente de baixa pressão, são elevados para cabeça do poço,

através da misturas com fluido de alta pressão ( Fluido de potência), o qual é

bombeado desde a superfície.

A simplicidade dos equipamentos de fundo de poço, consistindo somente de

um sistema de jato e um difusor que permite controlar os níveis de energia dos

fluidos envolvidos no processo, e seu baixo índice de intervenção nos poços, tornam

este sistema muito atraente em termos de custo operacional de produção e mais

ainda em campos offshore.

Dentro da indústria do petróleo, a redução de custos tem-se trazido em

sistemas que empregam equipamentos de subsuperfície de maior resistência,

simplicidade, flexibilidade e facilidade de manutenção, refletindo-se diretamente na

redução da intervenção dos poços, a qual é um dos itens de maior peso no custo

operacional, pois além de custo por sonda, significa parada de produção.

De acordo com isto, o bombeio hidráulico tem despertado muito interesse, já que

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dentro de sua estrutura( No fundo do poço ) não emprega parte móveis,

incrementando a continuidade operacional do sistema. Além disso é possível retirar

o conjunto de fundo sem necessidade do emprego de sonda, ( Implica operações de

Wire-line).

O fluido motriz chega ao fundo do poço com elevada pressão, e passa

através de um bocal que converte energia potencial( Pressão) em energia cinética

resultando em altíssima velocidade.

Devido a queda de pressão que ocorre na saída do bocal os fluidos

produzidos são succionados para dentro de uma garganta juntamente com o fluido

motriz. Durante a mistura ocorre a transferência de quantidade de movimento do

fluido de potência para os fluidos do reservatório. Na saída da garganta, os fluidos,

intimamente misturados apresentando alta velocidade, portanto alta energia cinética,

entram em um difusor, onde um contínuo aumento na área aberta ao fluxo promove

a conversão de energia cinética em energia pressão, permitindo que a mistura,

desviada para o espaço anular, chegue até a superfície.

CONCLUSÃO

Compreender os fluidos de perfuração abrange diversos temas, sendo

importante conhecer tanto o fluido a ser utilizado como o perfil (formação rochosa)

onde será utilizado.

Nesta pesquisa, foram verificadas as principais características dos

componentes de um fluido de perfuração e, através destes, apontar os principais

parâmetros que poderão vir a melhorar o desempenho dos fluidos de perfuração

nas atividades de campo para perfuração de poços de petróleo.