Trabalho de Conclusão de Curso-Engenharia de Petróleo 2016 ... · Ao Complexo Tecnológico de Engenharia (CTEC), pela infraestrutura fornecida que possibilitou a elaboração desse

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

COORDENAÇÃO DO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO – CCEP

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

EFEITO DA CONTAMINAÇÃO POR HIDRÓXIDO DE CÁLCIO

NAS PROPRIEDADES DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO AQUOSO

Clara Tavares de Azevedo

Orientadora: Prof. Dra. Vanessa Cristina Santanna

NATAL/RN

2016

http://www.sigaa.ufrn.br/sigaa/public/departamento/portal.jsf?lc=pt_BR&id=5075

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais,

Jaildo e Helena.

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus, por ter me concedido a vida, pela saúde, e pela

sabedoria, ele que sempre me guiou e me sustentou quando mais precisei.

A meu eterno e amado avô paterno, Justino Chôa, que me educou, amou, e

cuidou de minha infância para que eu chegasse até aqui, sei que onde quer que esteja,

está muito feliz com essa minha conquista, nunca te esquecerei!

Aos meus pais, principalmente a minha mãe Helena, que nunca me deixou faltar

nada, mesmo diante de todas as dificuldades, nunca me deu um não. Sempre ao meu

lado, a você minha mãe, meu muito obrigado!

Ao meu noivo João, pela paciência, amor, companheirismo, respeito, e por toda

a disponibilidade de ir e vir comigo independente do horário, meus sinceros

agradecimentos.

Aos meus queridos irmãos, Clarisse e Júnior, essa conquista também é de vocês.

As minhas tias, em especial Maria Das Dores, por ter me estendido à mão, e por

acreditar que aquela menina do interior iria conseguir concretizar o seu sonho.

A minha prima, quase irmã, Lívia Haissa, pela amizade, companheirismo e

ajuda.

As minhas fiéis amigas, Harlene Soares e Larissa Martins que mesmo seguindo

semestres diferentes nunca me abandonaram. Vocês fazem parte dessa história!

A minha amiga Camila, por dividir comigo o laboratório, pelo companheirismo,

paciência e dedicação. Foram muitas madrugadas e noites fazendo experimentos. Nós

conseguimos amiga, nada foi em vão!

Aos meus amigos e colegas de sala, em destaque Rosana, Gessica, Diego Bruno,

Heraldo, Abraham e Adson, tiveram dias muito difíceis, mas conseguimos.

A minha orientadora, Dra. Vanessa Cristina, pela paciência, e confiança no meu

trabalho, pelos inúmeros conhecimentos fornecidos que me fizeram aprender cada vez

mais e crescer como profissional. Muito obrigada!

Ao Complexo Tecnológico de Engenharia (CTEC), pela infraestrutura fornecida

que possibilitou a elaboração desse trabalho.

RESUMO

Contaminação por hidróxido de cálcio (Ca(OH)2) no fluido de perfuração não é algo

muito raro de acontecer. Por isso, foram estudados nesse trabalho os efeitos que essa

contaminação pode causar na lama de perfuração. A determinação dos parâmetros

reológicos foi de suma importância para analisar os efeitos dessa contaminação, tais

como: viscosidade plástica (VP), viscosidade aparente (VA), gel final (Gf), gel inicial

(Gi) e limite de escoamento (LE). Também foram determinados outros parâmetros

como volume de filtrado (VF), alcalinidades e pH. As análises dessas propriedades

mostraram que a contaminação por hidróxido de cálcio causou alguns efeitos

indesejados, e um deles foi o aumento das propriedades reológicas. Esse aumento

acorreu porque a contaminação por hidróxido de cálcio elevou o pH do fluido, levando

a uma floculação do sistema e consequentemente a um aumento nas propriedades

reológicas e no volume do filtrado. O aumento elevado dessas propriedades pode

ocasionar aumento nas perdas de carga, elevando a pressão de bombeio e ainda poderá

provocar danos à perfuração. Por ser um fluido que apresenta na sua composição o

polímero goma xantana e bentonita/argila tornou-se sensível a essa contaminação.

Palavras-chaves: Contaminação por hidróxido de cálcio, propriedades reológicas,

fluido de perfuração.

ABSTRACT

Contamination by calcium hydroxide (Ca(OH)2) in the drilling fluid is not very rare to

happen. Therefore, the effects of this contamination on the drilling mud were studied in

this study. The determination of the rheological parameters was of paramount

importance to analyze the effects of this contamination. To determine the rheological

properties of each fluid, rheology tests were done, which were plastic viscosity (PV),

apparent viscosity (VA), final gel (Gf), initial gel (Gi), flow limit (LE). Volume of

filtrate (VF), alkalinity and pH were also determined. The analysis of these properties

showed that the calcium hydroxide contamination caused some undesired effects, and

one of them was the increase of the rheological properties, this increase occurred

because the contamination by calcium hydroxide raises the pH of the fluid, leading to a

flocculation of the system and consequently to an increase in the rheological properties

and the volume of the filtrate. The high increase of these properties can cause increase

in the load losses, raising the pumping pressure and can still cause damage to the

drilling. As a fluid that has in its composition the polymer xanthan gum, and bentonite /

clay has become sensitive to this contamination.

Keywords: Calcium hydroxide contamination, rheological properties, drilling fluid.

Sumário 1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................................ 7

1.1 Objetivo ............................................................................................................................... 8

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ..................................................................................................... 10

2.1 Fluidos de Perfuração ........................................................................................................ 10

2.2 Classificações dos Fluidos de Perfuração ......................................................................... 11

2.3 Funções dos Fluidos de Perfuração ................................................................................... 12

2.4 Propriedades dos Fluidos de Perfuração ........................................................................... 13

2.4.1 Massa específica ......................................................................................................... 13

2.4.2 Filtração ..................................................................................................................... 14

2.4.3 pH .............................................................................................................................. 15

2.4.4 Alcalinidade ............................................................................................................... 16

2.4.5 Reologia ..................................................................................................................... 16

2.4.5.1 Propriedades reológicas dos fluidos de perfuração ............................................. 16

2.4.5.2 Princípio de funcionamento do viscosímetro: ..................................................... 17

2.5 Contaminação de Fluidos de Perfuração por Hidróxido de Cálcio (Ca(OH)2) ................. 18

3. METODOLOGIA .................................................................................................................... 21

3.1 Composição do fluido ....................................................................................................... 21

3.2 Equipamentos .................................................................................................................... 22

3.3 Preparação do Fluido de Perfuração ................................................................................. 22

3.4 Ensaios Reológicos ........................................................................................................... 25

3.5 Ensaios de Filtração .......................................................................................................... 26

3.6 Ensaios de Alcalinidade .................................................................................................... 27

4. RESULTADOS E DISCUSSÃO ................................................................................................. 30

4.1 Ensaios Reológicos ........................................................................................................... 30

4.2 Ensaio da alcalinidade e pH .............................................................................................. 32

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ..................................................................................... 35

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 37

Lista de Figuras

Figura 1- Fluxograma descritivo dos fluidos de perfuração ........................................... 11

Figura 2 - Diagrama esquemático do viscosímetro Fann 35A. ...................................... 18

Figura 3 - Fluxograma dos procedimentos realizados. ................................................... 22

Figura 4 - Fluido agitado no Hamilton Beach ................................................................ 23

Figura 5 - Estufa rotativa Rollen Oven (marca Fann, modelo 704 ES)......................... 24

Figura 6 - Célula da estufa rotativa Rollen Oven ........................................................... 24

Figura 7 - Viscosímetro modelo 800 da Ofite ................................................................ 25

Figura 8 - Filtro Prensa (marca Ofite) ............................................................................ 26

Figura 9 - Teste de alcalinidade: (a) Pf e (b) Mf. ........................................................... 28

Lista de Tabelas

Tabela 1 - Densidade dos componentes comuns de lama .............................................. 14

Tabela 2 - Composição do fluido base utilizado ............................................................ 21

Tabela 3 - Equipamentos utilizados e suas funções. ...................................................... 22

Tabela 4 - Interpretação das alcalinidades e determinação da concentração dos íons OH-,

CO32-

e HCO3- .................................................................................................................. 27

Tabela 5 - Resultados dos ensaios reológicos para os fluidos de perfuração aquosos. .. 30

Tabela 6 - Resultados dos parâmetros reológicos .......................................................... 31

Tabela 7 - Valores da alcalinidade, pH e OH- . .............................................................. 33

__________________________________________

Capítulo 1

Introdução

Trabalho de Conclusão de Curso-Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN

7

1. INTRODUÇÃO

O fluido de perfuração é utilizado durante a perfuração de um poço de petróleo.

Esse fluido também é conhecido como lama de perfuração. A seleção do fluido de

perfuração apropriado e o controle diário das suas propriedades são muito importantes

para que haja um bom desempenho na produção.

Existem três classificações para os fluidos de perfuração, são elas: fluidos base

óleo, fluidos base ar e fluido base água, sendo esse último o estudado nesse trabalho.

Nos fluidos base óleo as partículas sólidas ficam suspensas em óleo. A água ou

salmoura é emulsionada no óleo, isto é, o óleo é a fase contínua. Nos fluidos base ar os

cascalhos da perfuração são removidos por um fluxo de alta velocidade de ar ou gás

natural. Agentes espumantes são adicionados para remover pequenos influxos de água.

Em fluidos base água as partículas sólidas ficam suspensas em água ou em salmoura. O

óleo pode estar emulsionado em água, caso em que a água é chamada de fase contínua

(CAENN, 2014).

Os fluidos de base aquosa são os melhores candidatos para substituir os fluidos

base óleo, por ter mais disponibilidade, por serem ambientalmente menos impactantes, e

por serem mais viáveis economicamente. Os fluidos de base aquosa tem a capacidade de

apresentar um aumento da viscosidade nas paradas de circulação e redução na retomada

de circulação.

Fluidos de perfuração têm diversas funções, entre elas se destacam: carrear os

cascalhos gerados na broca, transportá-los pelo espaço anular e permitir sua separação

na superfície; resfriar e limpar a broca; reduzir o atrito entre a coluna de perfuração e as

laterais do poço; manter a estabilidade das seções não revestidas do poço; prevenir a

entrada de fluidos – óleo, gás ou água – a partir das rochas permeáveis penetradas;

formar um reboco (filter cake) fino e de baixa permeabilidade que sele os poros e outras

aberturas nas formações penetradas pela broca; auxiliar na coleta e na interpretação das

informações disponíveis a partir dos cascalhos provenientes da perfuração, de

testemunhos e do perfil elétrico; entre outros (CAENN, 2014).


8

A contaminação de um fluido de perfuração aquoso por hidróxido de cálcio é

muito comum. Essa contaminação causa efeito prejudicial sobre o seu desempenho. Em

geral, um contaminante é qualquer material que provoca alterações indesejáveis nas

propriedades do fluido de perfuração. Essa contaminação leva a um aumento das

propriedades reológicas, aumenta o volume do filtrado e retardam a taxa de perfuração.

Embora existam tratamentos específicos para cada contaminante, nem sempre é possível

remover o contaminante do fluido. Um pré-tratamento seria uma boa saída, desde que

não afete as propriedades da lama.

1.1 Objetivo

Esse trabalho tem como objetivo analisar o efeito da contaminação do fluido de

perfuração aquoso por hidróxido de cálcio e verificar o quanto essa contaminação altera

as propriedades reológicas, pH, alcalinidade e volume de filtrado.


9

__________________________________________

Capítulo 2

Revisão Bibliográfica


10

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

Neste capítulo, os principais tópicos abordados durante o desenvolvimento desse

trabalho serão explicados detalhadamente para um melhor entendimento sobre o

assunto.

2.1 Fluidos de Perfuração

O fluido de perfuração já é utilizado há mais de um século e seu progresso

permanece até hoje como um grande desafio para a indústria de petróleo.

Os fluidos de perfuração podem ser definidos como sendo fluidos circulantes

utilizados em sistemas de perfuração, com o objetivo de proporcionar as condições

necessárias na operação (CHILINGARIAN, 1981). Outra definição explicita estes

fluidos como materiais multifásicos que contém água, material orgânico, sólidos em

suspensão e sais dissolvidos em diversas proporções, auxiliando na penetração das

brocas e na suspensão dos cascalhos gerados durante a perfuração (DARLEY, 1988).

Nas perfurações dos primeiros poços de petróleo utilizava-se a própria argila da

formação misturada à água formando uma espécie de lama, motivo do fluido também

ser denominado lama de perfuração (VEIGA, 1998). As principais funções dos fluidos,

incluindo o resfriamento e limpeza da broca, a redução do atrito entre a coluna de

perfuração e o revestimento, a manutenção dos sólidos em suspensão durante as paradas

de circulação, a redução da perda de filtrado para as formações e a estabilização das

paredes do poço (CAENN, 1996).

Segundo DARLEY (1988), quatro propriedades básicas definem um bom

desempenho para um fluido de perfuração: reologia, densidade, perda do filtrado e

reatividade de folhelhos. Estas são as principais propriedades que devem ser

monitoradas, de acordo com testes padronizados API (American Petroleum Institute),

durante a operação de perfuração de poços.

Um ponto importante durante a perfuração é a capacidade do fluido de carrear os

cascalhos gerados para a superfície, mantendo-os em suspensão durante as paradas de

circulação. Por isso, a pseudoplasticidade dos fluidos é imprescindível para a limpeza

do poço, uma vez que à baixas taxas de cisalhamento, a viscosidade deve ser alta para

que os cascalhos possam permanecer em suspensão durante o fluxo, já que a velocidade

de bombeamento é baixa. Por outro lado, à altas taxas de cisalhamento, a própria


11

velocidade de circulação é responsável pelo carreamento dos cascalhos. Além disso, o

bombeamento de um fluido de alta viscosidade é dificultado nestas condições, fazendo

com que o fluido deva apresentar uma baixa viscosidade à altas taxas de cisalhamento.

Para manutenção do controle das propriedades reológicas, vários aditivos poliméricos

são utilizados, sendo os mais importantes a hidroxietilcelulose, carboximetilcelulose,

goma xantana e goma guar (TALABANI et al., 1993).

2.2 Classificações dos Fluidos de Perfuração

Segundo DARLEY (1988), os fluidos de perfuração, de maneira geral, são

classificados em três categorias, de acordo com a sua formulação: fluidos base óleo,

fluidos base água e fluidos base ar (Figura 1). Uma nova geração de fluidos de

perfuração tem sido estabelecida, na qual a base do fluido é constituída por moléculas

orgânicas sintéticas, como, por exemplo, os ésteres, éteres, poliolefinas, glicóis e

glicosídeos. Segundo CAEN (1996), estes materiais são entendidos como sendo fluidos

base óleo, mas com algumas características de fluidos base água, tendo vantagens nas

características de biodegradabilidade.

Figura 1- Fluxograma descritivo dos fluidos de perfuração

Fonte: THOMAS, 2001.

Os fluidos base óleo, segundo BURKE e VEIL (1995), são utilizados em

situações especiais, incluindo altas temperaturas e altas pressões, formações geológicas

hidratáveis, elevadas profundidades e em formações geológicas salinas.

Os fluidos base óleo possuem algumas características superiores aos outros

fluidos quanto à estabilidade térmica, lubricidade e estabilização das paredes do poço.


12

Porém algumas desvantagens são evidenciadas em relação aos custos elevados,

necessidade de manejo especial e no que tange os problemas ambientais por eles

ocasionados.

Já os fluidos de base aquosa são os melhores candidatos para substituir os

fluidos base óleo, pois além de serem ambientalmente menos impactantes, tendem a ser

mais viáveis economicamente e em poços de grande inclinação e extensão possuem uma

maior capacidade de limpeza do poço (CAENN, 1996). Além disso, um ponto

importante reside na capacidade dos fluidos de base aquosa de apresentar um aumento

da viscosidade nas paradas de circulação e redução na retomada da circulação

(pseudoplasticidade) (HARVEY, 1990).

Nos fluidos base ar estão incluídas quatro operações básicas: primeiro, ar seco,

na qual ar seco ou gás é injetado no poço a uma velocidade capaz de remover os detritos

de perfuração; segundo, perfuração com um fluido composto de agente espumante e ar,

que se mistura com água da formação geológica e reveste os detritos permitindo sua

remoção; terceiro, perfuração com uma espuma à base de um tensoativo com

quantidades de argilas ou polímeros formando um fluido de alta capacidade de

transporte; e por último fluidos aerados que consistem em uma lama com ar injetado

para remover os sólidos perfurados (AMORIM, 2003).

2.3 Funções dos Fluidos de Perfuração

As funções dos fluidos de perfuração serão a seguir descritas, segundo CAENN

(2014).

Muitos requisitos são exigidos dos fluidos de perfuração. Historicamente, o

propósito primordial dos fluidos de perfuração era servir como um veículo para a

remoção de cascalhos do poço, mas hoje as diversas aplicações dos fluidos de

perfuração dificultam a atribuição de funções específicas.

Na perfuração rotativa, as principais funções executadas pelo fluido de

perfuração são:

Carrear os cascalhos gerados na broca, transportá-los pelo espaço anular

e permitir sua separação na superfície.

Resfriar e limpar a broca.

Reduzir o atrito entre a coluna de perfuração e as laterais do poço.


13

Manter a estabilidade das seções não revestidas do poço.

Prevenir a entrada de fluidos – óleo, gás ou água – a partir das rochas

permeáveis penetradas.

Formar um reboco (filter cake) fino e de baixa permeabilidade que sele

os poros e outras aberturas nas formações penetradas pela broca.

Auxiliar na coleta e na interpretação das informações disponíveis a partir

dos cascalhos provenientes da perfuração, de testemunhos e do perfil

elétrico.

Em contra partida a esses requisitos favoráveis citados acima, existem certas

limitações, ou seja, requisitos negativos sobre o fluido de perfuração. O fluido não deve,

segundo CAENN (2014):

Fazer mal aos trabalhadores da perfuração, nem ser prejudicial ou

ofensivo ao meio ambiente.

Exigir métodos incomuns ou caros de completação do poço perfurado.

Interferir na produtividade normal dos fluidos da formação.

Não corroer, nem causar desgaste excessivo dos equipamentos de

perfuração.

2.4 Propriedades dos Fluidos de Perfuração

As propriedades dos fluidos de perfuração podem ser classificadas como físicas

e químicas, sendo as propriedades físicas mais genéricas e são medidas em qualquer

tipo de fluido, já as propriedades químicas são mais específicas e são determinadas para

diferenciar alguns tipos de fluido. Das propriedades estudadas nesse trabalho, as que se

classificam como físicas são os parâmetros reológicos, forças géis, parâmetros de

filtração e densidade. Já as propriedades químicas medidas foram pH e alcalinidade.

2.4.1 Massa específica

A massa específica é definida como massa por unidade de volume. Ela é

expressa em libras por galão (lb/gal) ou libras por pé cúbico (lb/ft³), ou em

quilogramas por metro cúbico (kg/m³). A pressão exercida por uma coluna estática de

lama depende tanto da densidade quanto da profundidade; portanto, é conveniente


14

expressar a densidade em termos de libras por polegada quadrada por pé (psi/ft), ou

quilogramas por centímetro quadrado por metro (kg/cm²/m). A densidade de alguns

componentes de lama é apresentada na Tabela 1 (CAENN, 2014).

Tabela 1 - Densidade dos componentes comuns em lama de perfuração.

Material Unidade:

g/cm3

lb/gal lb/ft3

lb/bbl kg/m3

Água 1,0 8,33 62,4 350 1000

Óleo 0,8 6,66 50 280 800

Barita 4,1 34,2 256 1436 4100

Argila 2,5 20,8 156 874 2500

Sal 2,2 18,3 137 770 2200

Fonte: CAENN, 2014.

A densidade é uma propriedade muito importante e deve ser mantida controlada

de modo que a sua pressão hidrostática seja suficiente para controlar os fluidos das

formações.

Os limites de variação da densidade dos fluidos para perfurar uma determinada

fase são definidos pela pressão atuante no fluido que se encontra no espaço poroso da

rocha (limite mínimo) e pela pressão para qual a rocha se rompe (limite máximo)

(THOMAS, 2001). Segundo DARLEY E GRAY (1988), a fim de prevenir o influxo de

fluidos de formação para o poço e baixa permeabilidade do reboco na parede do poço, a

pressão da coluna de fluido deve exceder a pressão de poros de no mínimo de 200 psi,

onde essa pressão dependerá da profundidade do poro da formação, da densidade do

fluido da formação e das condições geológicas.

A baritina (BaSO4) tem o poder de aumentar a densidade de um fluido. Esta tem

uma densidade de 4,25 g/cm3 enquanto a densidade dos sólidos perfurados é em torno

de 2,6 g/cm3. Para reduzir a densidade dos fluidos à base de água, dilui-se com água

(densidade 1,00) ou óleo diesel (densidade 0,82) (THOMAS, 2001).

2.4.2 Filtração

A capacidade da lama de selar formações expostas pela broca com um reboco

fino de baixa permeabilidade é outro requisito importante para a completação bem-


15

sucedida do poço. Como a pressão da coluna de lama precisa ser maior que a pressão de

poros da formação, a fim de impedir o influxo dos fluidos da formação, a lama invadiria

continuamente as formações permeáveis se um reboco não fosse formado (CAENN,

2014).

Quando há a invasão da fase líquida do fluido do poço para a formação, forma-

se o reboco. Este processo é conhecido como filtração. É essencial que o fluido tenha

uma fração razoável de partículas com dimensões ligeiramente 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.

2.4.3 pH

A acidez ou alcalinidade relativa de um fluido é convenientemente expressa

como pH. Definido como logaritmo negativo (na base 10) da concentração de íons

hidrogênio, unidades de pH diminuem com o aumento da acidez por um fator de 10. Por

exemplo, a concentração de íons hidrogênio em uma solução que tem um pH 3 é 10

vezes maior do que em uma solução de pH 4. Em um pH 7, a concentração de íons

hidrogênio é igual a concentração de íons hidroxila, e o fluido é neutro, como com água

pura. Acima de pH 7, a concentração de hidroxila aumenta por um fator de 10 com cada

unidade pH; portanto, a concentração de íons hidroxila em pH 11 é 10 vezes maior do

que em pH 10 (a concentração de íons de hidrogênio é 10 vezes menor) (CAENN,

2014).

Segundo CAENN (2014), o controle ótimo de alguns sistemas de lama baseia-se

no pH, assim como na detecção e no tratamento de alguns contaminantes. A lama

produzida com bentonita e água doce, por exemplo, terá um pH 8 a 9. Contaminação

por cimento elevará o pH para 10 a 11, e o tratamento com polifosfato ácido trará o pH

de volta para 8 ou 9. Outras razões para controlar o pH incluem a manutenção das lamas

tratada com cal, a mitigação da corrosão e a utilização eficaz de afinantes.


16

2.4.4 Alcalinidade

Medições de alcalinidade são feitas para determinar a quantidade de cal nas

lamas tratadas com cal. A lama é titulada para determinar a quantidade total de cal,

solúvel e insolúvel, no sistema (Pm). O filtrado é titulado para determinar a quantidade

de cal na solução (Pf). A quantidade de cal não dissolvido é calculada a partir da

diferença entre as alcalinidades Pm e Pf (Pm – Pf). Medidas de alcalinidade de amostras

de água, e de filtrados de lamas tratadas de maneira muito leve quimicamente, podem

ser utilizadas para calcular a concentração de íons hidroxila (OH-), íons carbonato

(CO32-

) e íons bicarbonato (HCO3-) na solução (CAENN, 2014).

2.4.5 Reologia

A reologia trata de um ramo da Física relacionado ao estudo do comportamento

deformacional e do fluxo de matéria submetido à tensões sob determinadas condições

termodinâmicas ao longo de um intervalo de tempo (ALMEIDA e SILVA, 2010).

2.4.5.1 Propriedades reológicas dos fluidos de perfuração

A reologia é a ciência da deformação e fluxo da matéria. Com esta ciência é

possível determinar como o fluido escoará em condições variadas, incluindo

temperatura e pressão. Em campo as principais propriedades reológicas de interesse

para o desenvolvimento de um fluido de perfuração são: viscosidade aparente (cP),

viscosidade plástica (cP), limite de escoamento (lb/100 ft2) e força gel (lb/100 ft

2).

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

definida como a resistência ao fluxo.

A viscosidade aparente (VA) é definida como a viscosidade de um fluido não-

Newtoniano em determinada taxa de cisalhamento. A viscosidade aparente é a medida

da metade da leitura marcada em um viscosímetro (marca Ofite, modelo 800) a 600 rpm

(L600), e pode ser determinada pela Equação (1) (MACHADO, 2002):

VA = L600/2 (1)


17

A viscosidade plástica (VP) é a medida da resistência interna do fluido ao

escoamento resultante da interação dos sólidos presentes. Ela tem um efeito mecânico

indicativo de número, tipo e tamanho das partículas sólidas. Quando o teor de sólidos

aumenta, a fricção entre as partículas aumenta. A viscosidade plástica para um fluido de

Bingham pode ser determinada pela Equação (2) (MACHADO, 2002):

VP = L600 – L300 (2)

Onde: L300 é a leitura a 300 rpm.

A força gel é uma medida das forças atrativas elétricas dentro de um fluido de

perfuração quando submetido às condições estáticas e são medidas após 10 segundos

(gel inicial) e 10 minutos (gel final). A força gel depende do tempo e das forças

estáticas quando um fluxo é iniciado. Os valores de gel inicial e final caracterizam a

capacidade do fluido de sustentar os cascalhos formados.

O limite de escoamento (LE) representa o esforço requerido para iniciar o

movimento de um fluido, pode ser determinado pela Equação (3) (MACHADO, 2002):

LE = L300 - VP (3)

2.4.5.2 Princípio de funcionamento do viscosímetro

O viscosímetro da marca Ofite (modelo 800) foi utilizado para a obtenção de

todos os resultados ligados à viscosimetria contidos neste trabalho. Esse viscosímetro

apresenta taxa de cisalhamento controlada, onde o cilindro externo gira e o externo fica

parado. Cerca de 350 ml de fluido para teste é colocado entre os cilindros coaxiais com

o auxílio de um copo reservatório. Uma força resultante de arraste, função da

velocidade de fluxo e da viscosidade do fluido é transmitida pelo fluido e age sobre o

cilindro interno. Este é conectado a uma mola de torção através de um eixo, que se

apóia na parte superior e gira livre através de um sistema de rolamentos (ALMEIDA,

2010). A Figura 2 mostra o esquema geral do viscosímetro.


18

Figura 2 - Diagrama esquemático do viscosímetro.

Fonte: ALMEIDA, 2010.

A velocidade de rotação, N, pode variar conforme os valores 3, 6, 100, 200, 300

e 600 rpm. A grandeza da deflexão, em graus, é lida sobre uma escala circular, que está

marcada com valores unitários de 1 a 300º em uma dial na região superior do

viscosímetro (ALMEIDA, 2010).

2.5 Contaminação de Fluidos de Perfuração por Hidróxido de Cálcio

(Ca(OH)2)

A contaminação do fluido de perfuração por hidróxido de cálcio ocorre em

operações de cimentação de revestimento e também em tampões de cimento (esses

tampões são usados, por exemplo, nos casos de perda de circulação do fluido). Essa

contaminação causa alguns efeitos indesejados, como o aumento das seguintes

propriedades: viscosidade aparente (VA), limite de escoamento (LE), géis, pH, volume

de filtrado e teor de cálcio. Para o tratamento dessa contaminação é necessário usar

bicarbonato de sódio (NaHCO3) ou carbonato de sódio (Na2CO3 ). Esse tratamento irá

fazer com que os íons [Ca+2

] precipitem (Equações 4 e 5).

Para verificar se há contaminação no fluido é preciso medir o Pf, Mf, Ca+2

, e

verificar se há baixo teor de sólidos. Esse valor baixo de teor de sólidos resulta em uma

baixa viscosidade, já alta viscosidade pode indicar contaminação.


19

Ca(OH)2 + NaHCO3 → CaCO3↓ + NaOH + H2O (4)

Ca(OH)2 + Na2CO3 → CaCO3↓ + 2NaOH (5)


20

__________________________________________

Capítulo 3

Metodologia


21

3. METODOLOGIA

A metodologia utilizada para o desenvolvimento deste trabalho consistiu nas

etapas descritas a seguir.

3.1 Composição do fluido

O fluido de perfuração utilizado nesse trabalho é de base aquosa. A composição

completa do fluido encontra-se na Tabela 2.

Tabela 2 - Composição do fluido base utilizado

Componentes Concentração Massa Específica

(g/cm3)

Função

Água Industrial 333 mL 1,0 Dispersante

Bentonita 10 lb/bbl 2,30 Viscosificante

NaOH 0,2 lb/bbl 2,13 Alcalinizante

Amido 10 lb/bbl 2,20 Controlador de

filtrado

CaCO3 20 lb/bbl 2,70 Selante

Goma Xantana 1 lb/bbl 1,50 Viscosificante

Fonte: AUTOR, 2016.

Com esse fluido pronto, foram determinadas as seguintes propriedades: massa

específica, viscosidade plástica (VP), limite de escoamento (LE), força gel, pH,

alcalinidade e filtrado API.

Após a medição dessas propriedades, foi dado continuidade ao trabalho com o

objetivo de contaminar o fluido com hidróxido de cálcio (Ca(OH)2) nas concentrações

de 0,5 lb/bbl e 1 lb/bbl.


22

3.2 Equipamentos

Os equipamentos utilizados experimentalmente estão especificados na Tabela 3.

Tabela 3 - Equipamentos utilizados e suas funções.

Equipamentos Função

Agitador Mecânico Hamilton Beach Formulação do fluido de perfuração

Filtro Prensa API (marca Ofite) Determinação do volume de filtrado

Estufa rotativa Rollen Oven (marca Fann,

modelo 704 ES)

Envelhecimento do fluido

Viscosímetro (marca Ofite, modelo 800) Determinação das propriedades reológicas

e géis.

Balança de Lama Medição do peso específico

Fonte: AUTOR, 2016.

Na Figura 3 está o fluxograma de todos os procedimentos realizados.

Figura 3 - Fluxograma dos procedimentos realizados.

Fonte: AUTOR, 2016.


23

3.3 Preparação do Fluido de Perfuração

Foi adicionada a água industrial no copo do misturador Hamilton Beach (Figura

4) em agitação média. Adicionou-se o NaOH, em seguida a bentonita e deixou agitando

durante 20 min. Sem desligar, após os 20 minutos, foi colocado a goma xantana e agitou

por mais 10 min, sucessivamente, com intervalos de 10 min, foi adicionado o amido e o

CaCO3. Para contaminar o fluido foram seguidos os mesmos passos, onde passado os 10

min do CaCO3 foi acrescentado o hidróxido de cálcio (Ca(OH)2) nas concentrações de

0,5 e 1 lb/bbl, fazendo um fluido para cada contaminação, totalizando 6 fluidos (3

envelhecidos e 3 sem envelhecer).

Figura 4 - Fluido agitado no Hamilton Beach

Fonte: AUTOR, 2016.

Para o envelhecimento do fluido utilizou-se a estufa rotativa Rollen Oven

(marca Fann, modelo 704 ES) (Figura 5) e uma célula de 500 ml. Antes de colocar a

célula na estufa, foi preciso esperar que a temperatura alcançasse 200 ºF. Com essa

temperatura estabilizada, foi adicionado o fluido na célula e essa foi colocada na estufa

para rolar. O movimento foi feito através de rolos motorizados da própria estufa. O

envelhecimento do fluido ocorreu por 16 h. Passado esse tempo, a estufa foi desligada e

aberta para que o fluido voltasse à temperatura ambiente e, por conseguinte, fossem

medidos todos os parâmetros.


24

Figura 5 - Estufa rotativa Rollen Oven (marca Fann, modelo 704 ES)

Fonte: AUTOR, 2016.

Figura 6 - Célula da estufa rotativa Rollen Oven

Fonte: AUTOR, 2016.

Após concluir a preparação do fluido, antes de medir as propriedades reológicas,

o fluido foi colocado na balança de lama para que fosse medido o peso específico. Em

seguida, foi colocado no viscosímetro para que fossem determinadas as propriedades

reológicas e géis. Depois, o fluido foi colocado no filtro prensa API para que fosse


25

determinado o volume do filtrado. Com o filtrado foram determinadas as concentrações

de íons OH-, CO3

2- e HCO3

- (alcalinidade), e o pH do fluido.

3.4 Ensaios Reológicos

Os ensaios reológicos dos fluidos de perfuração foram todos realizados no

viscosímetro da marca Ofite (modelo 800), como mostra a Figura 7.

Figura 7 - Viscosímetro modelo 800 da Ofite.

Fonte: AUTOR, 2016.

O viscosímetro é composto por um sistema de cilindros coaxiais, no qual o

cilindro externo gira e o interno permanece estático, ambos imersos no fluido. Possui

também um copo térmico onde é colocado o fluido, com capacidade de

aproximadamente 350 mL. Este sistema trabalha com uma taxa de cisalhamento

controlada, sendo as medidas lidas em rotações por minuto (rpm), onde, por exemplo,

θ600 corresponde à leitura obtida a 600 rpm. Agita-se o fluido a ser testado no

misturador Hamilton Beach durante 5 minutos. Coloca-se o fluido no copo do

viscosímetro. Liga-se o motor na velocidade alta (600 rpm), faz-se a leitura que

corresponde a 600 rpm (θ600), após 1 minuto de agitação. Muda-se a velocidade do

rotor para 300 rpm e fazer a leitura (θ300). Sucessivamente fazer as leituras nas

velocidades a 200, 100, 6, 3 rpm (θ200, θ100, θ6, θ3, respectivamente). Para a


26

determinação dos géis, liga-se o viscosímetro a 600 rpm e agita o fluido durante 1

minuto. Desliga-se o motor, aguarda 10 segundos, liga-se o motor a 3 rpm e lê-se a

maior deflexão do indicador, esse valor corresponde ao gel inicial, Gi. Liga-se

novamente o motor a 600 rpm e agita a amostra durante 1 minuto e desligar o motor.

Deixa-se a amostra em repouso por 10 minutos, ligar o motor a 3 rpm e lê-se a maior

deflexão do indicador, esse valor é o que corresponde ao gel final, Gf.

Para os cálculos da viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP) e

limite de escoamento (LE), usou-se as Equações 1, 2 e 3 da seção 2.4.5.

Todos os ensaios reológicos foram feitos na temperatura ambiente, cerca de

25ºC.

3.5 Ensaios de Filtração

O objetivo desse teste é estimar o poder de retenção/invasão do fluido quando

pressurizado contra uma superfície permeável.

O fluido de perfuração foi colocado na célula de filtração API (Figura 8).

Posicionou-se uma proveta graduada sob o tubo de saída da célula, a fim de receber o

filtrado, e o fluido foi pressurizado a 100 psi, durante 30 minutos, passado os 30 min,

mede-se o volume de filtrado na proveta.

Figura 8 - Filtro Prensa (marca Ofite)

Fonte: AUTOR, 2016.


27

3.6 Ensaios de Alcalinidade

O objetivo desse ensaio é determinar a concentração de íons OH-, CO3

2- e HCO3

-

(alcalinidade) no fluido de perfuração. Esse cálculo foi obtido através de uma titulação

por reação de neutralização de espécies alcalinas presentes em solução no fluido ou

filtrado (OH-, CO3

2- e HCO3

-) com uma solução padrão de ácido sulfúrico (H2SO4) 0,02

N.

A medida da alcalinidade pelo pH fornece as concentrações dos sais dissolvidos,

porém não indica a quantidade de cada um. Para isso, recorre-se à titulação com o ácido

sulfúrico em meio contendo um indicador apropriado. Com o indicador fenolftaleína,

verifica-se a presença dos íons hidróxido (OH-) e carbonato (CO3

2-); e com o indicador

alaranjado de metila (metilorange), verifica-se a presença dos íons bicarbonato (HCO3-).

Nesse trabalho foram determinadas as seguintes alcalinidades: do filtrado à

fenolftaleína (Pf), do filtrado ao metilorange (Mf) e do fluido à fenolftaleína (Pm). A

interpretação das alcalinidades e determinação da concentração dos íons OH-, CO3

2- e

HCO3- é feita como mostrado na Tabela 4.

Tabela 4 - Interpretação das alcalinidades e determinação da concentração dos íons OH-, CO3

2-e HCO3

-

Resultado OH- (mg/L) CO3

2- (mg/L) HCO3

- (mg/L)

Pf = 0 0 0 1220 x Mf

2Pf < Mf 0 1200 x Pf 1220 x (Mf – 2Pf)

2 Pf = Mf 0 1200 x Pf 0

2 Pf > Mf 340 x (2Pf - Mf) 1200 x (Mf - Pf) 0

Pf = Mf 340 x Pf 0 0

Fonte: AUTOR, 2016.

Para as medições dos íons foram feitos os seguintes passos:

1. Pegou-se 1 ml do fluido e adicionou-se 50 ml de água destilada e 3 gotas de

fenolftaleína;

2. Titulou-se com H2SO4 (0,02 N), agitando continuamente até voltar à cor

inicial. O volume gasto de H2SO4 (0,02 N) corresponde ao Pm.


28

3. Com o filtrado API desse mesmo fluido, pegou-se 1 ml do filtrado,

adicionou 50 ml de água destilada e 3 gotas de fenolftaleína. O volume gasto

de H2SO4 (0,02 N) corresponde ao (Pf), Figura 9 (a).

4. Em seguida, adicionou-se à amostra anterior 3 gotas de alaranjado de metila.

A alcalinidade do filtrado com alaranjado de metila (Mf) (Figura 9 (b)) é o

volume total gasto (em mL) de H2SO4 0,02 N, ou seja, volume gasto na

primeira titulação (Pf) somado com o volume gasto na segunda titulação.

Figura 9 - Teste de alcalinidade: (a) Pf e (b) Mf.

(a) (b)

Fonte: AUTOR, 2016.


29

__________________________________________

Capítulo 4

Resultados e Discussão


30

4. RESULTADOS E DISCUSSÃO

Neste capítulo serão apresentados os resultados obtidos a partir da contaminação

por hidróxido de cálcio em fluido de perfuração aquoso. Será analisado quanto a

contaminação por Ca(OH)2 altera as propriedades reológicas, pH, alcalinidade e

filtrado API de fluido de perfuração aquoso.

4.1 Ensaios Reológicos

São exibidos na Tabela 5 os resultados dos testes das propriedades reológicas,

comparando o fluido base e o fluido base envelhecido, com os fluidos contaminados

com 0,5 lb/bbl e 1 lb/bbl de Ca(OH)2, também envelhecidos.

Tabela 5 - Resultados dos ensaios reológicos para os fluidos de perfuração aquosos.

Fluido θ600

(grau)

θ300

(grau)

θ200

(grau)

θ100

(grau)

θ6

(grau)

θ3

(grau)

Fluido Base 45 33 29 23 12 3

Fluido Base envelhecido 192 135 114 84 30 24

Fluido contaminado c/ 0,5 lb/bbl

Ca(OH)2

94 81 75 66 44 43

Fluido contaminado c/ 0,5 lb/bbl

Ca(OH)2 e envelhecido

168 119 99 77 35 32

Fluido contaminado c/ 1 lb/bbl

Ca(OH)2

79 58 49 37 16 15

Fluido contaminado c/ 1 lb/bbl

Ca(OH)2 e envelhecido

299 235 230 152 59 50

Fonte: AUTOR, 2016.

O volume de filtrado (VF) de todos os fluidos é apresentado na Tabela 6,

juntamente com as viscosidades, limite de escoamento, gel final (Gf) e gel inicial (Gi).


31

Tabela 6 - Resultados dos parâmetros dos fluidos.

Fluido VA

(cP)

VP

(cP)

LE

(lbf/100ft2)

VF

(mL)

Gi

(lb/100ft2)

Gf

(lb/100ft2)

Fluido Base 22,5 12 21 18 10 19

Fluido Base

envelhecido

96 57 78 5,5 18 27

Fluido contaminado c/

0,5 lb/bbl Ca(OH)2

47 13 68 22,5 39 51


0,5 lb/bbl Ca(OH)2 e

envelhecido

84 49 70 7 21 46

Fluido contaminado

com 1 lb/bbl Ca(OH)2

39,5 21 37 37 13 40


1 lb/bbl Ca(OH)2 e

envelhecido

149,5 64 171 6,5 39 49

Fonte: AUTOR, 2016.

O comportamento reológico dos fluidos foi estudado para avaliar o que a

contaminação por hidróxido de cálcio pode causar.

Observando a Tabela 6, nota-se que houve um acréscimo considerável nos

valores de VA e VP quando o fluido é envelhecido. Isso aconteceu porque o amido

utilizado na preparação do fluido foi o amido de milho, e este só tem a função desejada

quando é exposto há uma determinada temperatura, ou seja, quando a temperatura

aumenta. Como no envelhecimento a temperatura é de 200 °F a função do amido foi

ativada, elevando a viscosidade e causando uma redução do volume do filtrado.

Observando o fluido contaminado com 0,5 lb/bbl de hidróxido de cálcio,

verifica-se que não houve um aumento considerável em relação ao fluido base. Isso

ocorreu, pois a contaminação com essa concentração não foi suficiente para que

houvesse uma floculação no sistema. Logo, não houve um aumento significativo nas

propriedades reológicas quando esse fluido foi envelhecido.

Nota-se que houve um aumento nos valores de VA, VP, LE e VF no fluido

contaminado por 1 lb/bbl de Ca(OH)2. Isso aconteceu pelo fato do fluido ser composto


32

por bentonita e com o aumento do caráter iônico do fluido, devido à adição do Ca(OH)2,

fez com que ocorresse mais choques entre as partículas de argila (bentonita),

promovendo a agregação das mesmas, aumentando a viscosidade e o volume de filtrado.

A leitura a 3 rpm (θ3), que fornece o Gi e Gf, é feita para avaliar a capacidade de

limpeza do poço. Se esses valores forem muito baixos, indica que o fluido não irá fazer

uma boa limpeza. Valores altos garantem uma melhor capacidade de transporte e

suspensão dos cascalhos no interior do poço.

Já o valor da viscosidade aparente (VA) está relacionado com a perda de carga

que ocorre durante a circulação de um fluido de perfuração, quanto maior o valor

medido a 600 rpm, maior será a perda. Fluidos de perfuração padrão possuem

viscosidade aparente usualmente entre 25 e 35 cP. Abaixo de 15 cP, não é possível

utilizar o fluido porque este não irá proporcionar uma limpeza adequada. Valores muito

acima de 35 cP geram carga de trabalho extra para a bomba de lama (fluido) que deverá

trabalhar acima de sua capacidade normal (MOREIRA, 2007).

Em relação ao volume de filtrado, o valor estipulado pelo API e pela Petrobras é

de no máximo 6 mL de volume de filtrado (BARROS, 2007). Na Tabela 6, verifica-se

que o único fluido que ficou dentro dessas especificações foi o fluido base envelhecido,

com volume de filtrado de 5,5 ml, os outros fluidos envelhecidos ficaram próximos do

volume permitido, e os demais ficaram muito acima do limite estabelecido. O volume

de filtrado corresponde ao volume de fluido que invade a formação. Para que haja uma

diminuição do volume de filtrado é necessário a utilização de controladores de filtrado

(polímeros), ou um aumento na quantidade de argila na composição do fluido.

4.2 Ensaio da alcalinidade e pH

Esse teste foi feito para medir as concentrações de íons OH-, CO3

2- e HCO3

-

presentes no fluido. O Mf de todos os fluidos foi igual a Pf (Tabela 7) porque não há

presença de HCO3- no fluido. Portanto, a concentração de OH

- presente no filtrado é

dada pela relação (Tabela 4):

OH- (mg/L) = 340 x Pf

Observando a Tabela 7, verifica-se que a contaminação por hidróxido de cálcio

aumentou consideravelmente a quantidade de OH-

(hidroxila) presente no fluido. No


33

entanto, para os fluidos contaminados e envelhecidos, a concentração de OH- diminuiu.

Isso ocorreu porque a alcalinidade Pf é determinada no filtrado e, provavelmente, com o

envelhecimento do fluido, a temperatura favoreceu a precipitação do Ca(OH)2,

reduzindo a sua concentração na fase aquosa.

Na Tabela 7 também nota-se que ocorreu um aumento no pH do fluido com a

contaminação por hidróxido de cálcio Ca(OH)2, pois este libera OH-

para o meio,

aumentando assim a basicidade do fluido.

Tabela 7 - Valores da alcalinidade, pH e OH- .

Fluido Pm

(mL)

Pf

(mL)

Mf

(mL)

pH

OH-

(mg/L)

Fluido Base 2 0,1 0,1 10 34

Fluido Base envelhecido 2 0,1 0,1 10 34

Fluido contaminado c/ 0,5 lb/bbl Ca(OH)2 2,1 0,5 0,5 12 170

Fluido contaminado c/ 0,5 lb/bbl Ca(OH)2 e

envelhecido

1,4 0,2 0,2 10 68

Fluido contaminado c/ 1 lb/bbl Ca(OH)2 3,9 1,0 1,0 12 340

Fluido contaminado c/ 1 lb/bbl Ca(OH)2

envelhecido

2,7 0,5 0,5 12 170

Fonte: AUTOR, 2016.


34

__________________________________________

Capítulo 5

Conclusões e Recomendações


35

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

O efeito da contaminação por hidróxido de cálcio (Ca(OH)2) nas propriedades de

fluido de perfuração aquoso foi verificado através da determinação de parâmetros

reológicos (viscosidade plástica, viscosidade aparente, gel inicial, gel final e limite de

escoamento), filtrado, alcalinidade e pH.

As medidas desses valores se apresentaram muito elevadas porque os fluidos

estudados apresentam na sua composição bentonita, o que os tornam bem sensíveis à

contaminação por hidróxido de cálcio. Essa contaminação ocasiona uma floculação no

sistema. Porém, com esse aumento na reologia, esse fluido pode garantir uma boa

limpeza do poço, em contrapartida, o aumento dessas propriedades reológicas pode

ocasionar um aumento das perdas de carga, elevando assim a pressão de bombeio,

podendo provocar danos à formação.

Para reverter esse problema de contaminação é necessário um tratamento

químico com bicarbonato de sódio ou carbonato de sódio, onde este irá fazer a

defloculação do sistema, precipitando os íons Ca++

.

Portanto, o fluido estudado é sensível a essa contaminação e por isso deve-se

evitar a sua utilização em presença de Ca(OH)2. Porém, este pode ser aplicado para

perfurar fases iniciais do poço, onde não se têm muita preocupação com as zonas que

estão sendo perfuradas, ou seja, não são zonas de interesse.


36

__________________________________________

Referências Bibliográficas


37

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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