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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA
INSTITUTO DE QUÍMICA
PROGRAMADE RECURSOS HUMANOS – PRH-PB 222
LABORATÓRIO DE TECNOLOGIA EM TENSOATIVOS – LTT
AVALIAÇÃO DA INFLUÊNCIA DE CÁLCIO E MAGNÉSIO NAS
PROPRIEDADES DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
JOÃO VICTOR TOMAZ ANACLETO
Natal/RN
Junho-2015
JOÃO VICTOR TOMAZ ANACLETO
AVALIAÇÃO DA INFLUÊNCIA DE CÁLCIO E MAGNÉSIO NAS
PROPRIEDADES DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
Trabalho de conclusão de curso apresentado como parte integrante dos requisitos necessários para a obtenção do grau de bacharelem Química do Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Orientadora: Profª Dra. Tereza Neuma
de Castro Dantas.
Natal/RN
2015
João Victor Tomaz Anacleto
Avaliação da influência de cálcio e magnésio nas propriedades dos
fluidos de perfuração
Trabalho de Conclusão de Curso de graduação apresentado ao Instituto
de Química da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como
requisito necessário para a obtenção do título de Bacharel(a) em Química
do Petróleo.
Aprovado em: ____ de _______ de 2015.
__________________________________________
Dr. Tereza Neuma de Castro Dantas
Orientadora - UFRN
__________________________________________
Msca Laís Sibaldo Ribeiro
Co-Orientadora - UFRN
__________________________________________
Dr. Rayanna Hozana Bezerril
Examinadora Externa – UFRN
AGRADECIMENTOS
Primeiramente quero agradecer a Deus pelo seu infinito amor e por
sempre me guiar para que eu possa escolher o caminho correto.
Aos meus pais Terezinha Tomaz e Joaquim Anacleto, os quais tanto amo,
por estarem sempre ao meu lado nos momentos difíceis e nos bons momentos
da minha vida, o que é determinante para que eu consiga alcançar todos os
meus objetivos. Sou grato principalmente por terem renunciado alguns de seus
objetivos para que fosse satisfeito algo relacionado a mim. Também agradeço
ao meu irmão Tomaz pelos conselhos que me deu durante a minha graduação
e muitas vezes pela paciência em algumas dificuldades que tive.
À minha namorada Iasmim Jamyli por escutar pacientemente muitas de
minhas lamentações, pelo companheirismo, e principalmente pelo carinho que
ela tem me dedicado.
À Profª Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas por todas as orientações
acadêmicas e conselhos que foram dados, sempre vou agradecer pela
oportunidade que tive de ser seu aluno durante 2 anos deminha graduação.
À Lais Sibaldo, Mestre em Engenharia Química, por também ter me
orientado no decorrer do projeto e pela amizade que foi conquistada.
Á Família LTT (Laboratório de Tecnologia em Tensoativos) pelo
companheirismo de todos em nossa convivência diária.
Aos Amigos de curso pela amizade construída nos quatro anos de
graduação, em especial a Marcel Galdino, Carlos Júnior (C.A), Lenilton, Isadora,
Etemistocles, Manuel Carneiro e Valdeir.
Aos amigos do Curso de Fluidos,Wagner, Jennifer e Vanessa.
A meu amigo Jefferson Carvalho pelo respeito que tem por mim epelo
apoio que me deu, principalmente quando decidi me aprofundar na área de
fluidos de perfuração e completação em petróleo.
“Só se pode alcançar um grande êxito quando nos
mantemos fiéis a nós mesmos.”
Friedrich Nietzsche
RESUMO
Os fluidos de perfuração desempenham funções essenciais para que
ocorra a perfuração eficiente de poços. Para que tais funções sejam
desempenhadas efetivamente é necessário o monitoramento constante de suas
propriedades físicas e químicas.
O presente trabalho teve como objetivo avaliar a influência da
concentração de cálcio e magnésio, contidos na água produzida sintética, que
será utilizada como fase contínua, nas propriedades do fluido. Foram preparadas
três tipos de águas sintéticas sendo uma com as concentrações mínimas de
cálcio (0,733 g/L) e magnésio (0,209 g/L), uma com concentrações Médias de
cálcio (1,185 g/L) e magnésio (36,966 g/L) e outra com as concentrações
máximas, sendo 1,638 g/L de cálcio e 73,724 g/L de magnésio. Foram
formulados os fluidos de perfuração, inicialmente um fluido com água industrial,
este será utilizado como o fluido base para interpretação dos demais resultados,
foram testadas suas propriedades físicas e químicas antes e após o processo de
envelhecimento. Em seguida foram formulados fluidos de perfuração com as três
águas sintéticas e feitos os testes das propriedades de viscosidade plástica (VP),
densidade e parâmetros de filtração. Após esse procedimento os resultados
obtidos foram analisados e pode-se concluir que a variação das concentrações
de cálcio e magnésio, tem influência no comportamento do fluido, na propriedade
VP, o melhor desempenho obtido foi com a formulação de um fluido utilizando a
água sintética com a concentração de cálcio e magnésio média ou máxima, já a
densidade quanto maior a concentração de cálcio e magnésio da água, maior o
peso da lama, e pôr fim a filtração é mais eficiente no fluido com concentração
média.
Palavras-chave: Fluidos de perfuração. Água sintética. Viscosidade plástica.
Densidade. Parâmetros de filtração.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1- Fluido de perfuração........................................................ 18
Figura 2 - Classificação de fluidos aquosos...................................... 21
Figura 3 - Janela operacional que mostra a pressão de poros de
pressão de fratura das rochas e a faixa de densidade que
o fluido deve possui de acordo com a profundidade.......
27
Figura 4 - Mecanismo de Infiltração de líquido do fluido de
perfuração e a formação do reboco..................................
28
Figura 5 - Sistema de controle de sólidos corretivo dos fluidos de
perfuração. O sistema é constituído de peneira vibratória,
desareador, dessiltador, mud cleaner e centrífugas......
29
Figura 6 - Ilustração da ocorrência do estado tixotrópico onde as
partículas de um fluido de perfuração mostram-se
dispersas caracterizando o estado sol, já no estado gel
as partículas do se dispõem de forma alinhada.................
31
Figura 7 - Curva de Fluxo dos fluidos Não-newtonianos
independentes do tempo e a curva de fluxo para o Fluido
Newtoniano.......................................................................
32
Figura 8 - Figura 8. Curva de viscosidade dos fluidos dependentes
do tempo, a curva A representa o fluido Tixotrópico e a
curva B representa o Reopético......................................
32
Figura 9 - Distribuição da água, óleo e gás no interior das rochas
baseando-se na densidade, o gás na parte superior, a
água na parte mais inferior e o óleo na parte
intermediária.....................................................................
34
Figura 10 - Balança de Precisão......................................................... 39
Figura 11 - Figura 11. Agitador Tecnal................................................ 39
Figura 12 - Figura 12. Agitador Hamilton Beach.................................. 41
Figura 13 - Figura 13. Balança de Lama modelo Fann utilizada para
medir densidade dos fluidos de perfuração.......................
42
Figura 14 - Filtro BTBP onde são simuladas as condições de pressão
e permeabilidade do poço.................................................
43
Figura 15 - Figura 15. Kit Fann para o teste de retorta, onde se mede
os teores de sólido, água ou óleo do fluido de perfuração..
44
Figura 16 - Figura 16. Viscosimetro Fann 35-A................................... 45
Figura 17 - Roller Oven Fann.............................................................. 46
Figura 18 - Resultado do volume de Filtrado dos fluidos novos
formulados com água produzida sintética de acordo com
o tipo de fluido.................................................................
52
Figura 19 - Resultado da variação de densidade dos fluidos novos
formulados com água produzida sintética de acordo com
o tipo de fluido.................................................................
53
Figura 20 - Resultado das viscosidade plásticas dos fluidos novos
formulados com água produzida sintética de acordo com
o tipo de fluido..................................................................
54
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Composição química da Água Produzida da Bacia de
Campos................................................................................
35
Tabela 2 - Constituintes da água da água produzida sintética............. 38
Tabela 3 - Constituintes e suas concentrações na água produzida
sintética................................................................................
40
Tabela 4 - Materiais utilizados na formulação do fluido de perfuração
e suas concentrações..........................................................
41
Tabela 5 - Propriedades do fluido de perfuração aquoso novo e
envelhecido formulado com água industrial.........................
50
Tabela 6 - Propriedades do fluido de perfuração aquoso novo para os
fluidos formulados com diferentes concentrações de cálcio
e magnésio................................................................
51
LISTA DE ABREVIAÇÕES, SIGLAS E SÍMBOLOS.
API = American Petroleum Institute
BOP = Blowout Preventer
BTBP = Baixa pressão e Baixa temperatura
CMC = Carboximetilcelulose
cP = Centipoise
Fg = Força gel
Gf = Gel Final
Gi = Gel Inicial
HPA = Hidroxipropilamido
HPAM = Poliacrilamida parcialmente hidrolisada
lbf/100ft2 = Libra-força por cem Pé quadrado
LE = Limite de Escoamento
MWD = Measurement While Drilling
ppm = Partes por milhão
Pw = Pressão exercida pelo fluido na formação rochosa
VP = Viscosidade Plástica
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO............................................................................................. 13
2 OBJETIVOS................................................................................................ 16
2.1 GERAL........................................................................................................ 16
2.2 ESPECÍFICOS........................................................................................... 16
3 REVISÃO DE LITERATURA................................................................... 18
3.1 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO.................................................................... 18
3.1.1 Classificação dos principais fluidos de perfuração.............................. 20
3.1.1.1 Fluidos aquosos....................................................................................... 20
3.1.1.2 Fluidos não aquosos.................................................................................. 22
3.1.1.3 Fluidos a base de espuma.......................................................................... 22
3.1.2 Principais aditivos para fluidos de perfuração aquosos...................... 23
3.1.2.1 Adensantes...................................................................................... 23
3.1.2.2 Controladores de filtrado............................................................................. 24
3.1.2.3 Reguladores de pH..................................................................................... 24
3.1.2.4 Inibidores de inchamento de argila............................................................. 25
3.1.2.5 Viscosificantes........................................................................................... 25
3.1.2.6 Antiespumante........................................................................................... 25
3.1.3 Propriedades dos fluidos de perfuração....................................... 26
3.1.3.1 Densidade................................................................................................... 26
3.1.3.2 Parâmetros de Filtração............................................................................. 26
3.1.3.3 Teor de sólidos........................................................................................ 28
3.1.3.4 Parâmetros reológicos.............................................................................. 30
3.1.3.5 Propriedades químicas................................................................................ 33
3.1.3.5.1 pH................................................................................................................. 33
3.1.3.5.2 Teor de Cloretos ou salinidade............................................................... 33
3.1.3.5.3 Teor sólidos ativos................................................................................... 33
3.1.3.5.4 Teor de cálcio e magnésio...................................................................... 33
3.2 ÁGUA PRODUZIDA.................................................................................. 34
4 METODOLOGIA.......................................................................................... 37
4.1 FORMULAÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA SINTÉTICA................................. 37
4.1.1 Materiais usados...................................................................................... 37
4.1.2 Equipamentos utilizados......................................................................... 37
4.1.3 Obtenção da água produzida sintética................................................... 38
4.2 FORMULAÇÃO DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO....................................... 38
4.2.1 Materiais usados........................................................................................ 39
4.2.3 Equipamentos utilizados.......................................................................... 40
4.3 TESTES REALIZADOS APÓS A FORMULAÇÃO DO FLUIDO................. 41
4.3.1 Densidade.................................................................................................. 41
4.3.2 Parâmetros de filtração............................................................................ 41
4.3.3 Teor de sólido............................................................................................ 42
4.3.4 Envelhecimento do fluido....................................................................... 43
4.3.5 Teste do teor de cloretos (Cl-)................................................................. 45
4.3.6 Testes para determinar os teores de cálcio (Ca2+) e magnésio (Mg2+).. 46
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES................................................................. 47
5.1 TESTES COM O FLUIDO A BASE ÁGUA INDUSTRIAL............................ 47
5.2 TESTES COM O FLUIDO BASE ÁGUA SINTÉTICA.................................. 48
5.2.1 Parâmetros de Filtração............................................................................ 49
5.2.3 Densidade do fluidos................................................................................ 50
5.2.4 Viscosidade plástica................................................................................ 51
6 CONCLUSÕES........................................................................................... 53
REFERÊNCIAS............................................................................................ 54
13
1 INTRODUÇÃO
A perfuração de poços de petróleo é uma atividade que se destina a
extração de óleo ou gás natural de uma determinada área, ou recuperação de
hidrocarbonetos através do auxílio de um poço injetor. Os poços podem ser
classificados como horizontais ou verticais, podendo estarlocalizados em terra
(onshore) ou em mar (offshore) (ALMEIDA, 2010).
Com a descoberta de novas jazidas de petróleo, principalmente no Brasil,
novas tecnologias de perfuração devem ser desenvolvidas para extrair com êxito
os hidrocarbonetos de poços com alta complexidade geométrica, assim torna-se
necessário a adoção de novos sistemas de fluidos para atender as necessidades
tecnológicas, econômicas e ambientais.
Os fluidos de perfuração aquosos quando usado em substituição ao fluido
sintético ou fluido base óleo geralmente é denominado fluido de Alta
Performance, pois este desempenha de forma eficiente as funções e
características que o fluido base óleo possui, tais como lubricidade, o alto grau
de inibição em relação a formações rochosas, biodegradável, entre outras.
Segundo Amorim (2003), os fluidos de perfuração aquosos são
amplamente utilizados tanto em perfurações terrestres quanto marítimas e são
considerados fluidos ambientalmente seguros.
Os fluidos de perfuração podem ser classificados de acordo com o seu
principal componente (presente em maior quantidade). Esses componentes são:
água; óleo ou fase orgânica insolúvel em água e gás. Normalmente, são
utilizados dois desses componentes, e algumas vezes, os três são encontrados
em uma mesma composição de fluido. Existem também outros constituintes que
são adicionados à fase contínua, em uma sequência específica de adição, com
o objetivo de formular o fluido de perfuração com características adequadas para
um poço, são eles: alcalinizantes, dispersantes, redutores de filtrado,
floculantes, tensoativos, removedores de cálcio, bactericidas e inibidores de
formações ativas (FARIAS, 2005).
Os fluidos durante a perfuração exercem diversas funções, as principais
são: resfriar e lubrificar a broca, carrear os cascalhos do fundo do poço até a
superfície, manter a estabilidade das paredes do poço, formar um filme de baixa
permeabilidade nas paredes do poço, reduzir o atrito entre as paredes do poço
14
e a coluna de perfuração, evitar a decantação dos sólidos suspensos durante as
paradas de circulação, transmitir dados para a superfície quando utilizado
equipamentos do tipo MWD (measurement while drilling – medição durante a
perfuração) (DUARTE, 2004).
Algumas propriedades do fluido devem ser monitoradas constantemente
durante a perfuração, com o objetivo de que o fluido possa exercer de forma
eficiente suas funções. As propriedades mais importantes são: densidade,
parâmetros reológicos, força gel (inicial e final), parâmetros de filtração, teor de
sólidos ativos e inertes, teores de cálcio, teor de magnésio, teor de potássio, teor
de cloretos, alcalinidade dos fluidos. (DARLEY E GRAY, 1988).
Caso as propriedades não sejam controladas, problemas durante a
operação podem ocorrer, tais como: a perda de circulação, ineficiência da
limpeza do poço, além de o fluido poder ocasionar danos ao meio ambiente,
sendo principalmente um potencial formador de hidratos (GUIMARÃES E
ROSSI, 2007).
Na formulação de fluidos são utilizados grandes volumes de água
podendo corresponder entre 50% a 90% do volume total do fluido utilizado no
processo de perfuração.
A produção de petróleo e gás é acompanhada de uma grande quantidade
de água, normalmente conhecida como água produzida, considerada o maior
efluente do processo de exploração e produção de petróleo. Na vida útil
econômica de um poço de petróleo, o volume de água pode chegar a exceder
dez vezes o volume de óleo (ANDRADE, 2009).
Um campo de petróleo novo produz pouca água, em torno de 5 a 15% da
corrente produzida. Entretanto, à medida que a vida econômica dos poços vai
se esgotando, o volume de água pode aumentar significativamente para uma
faixa de 75 a 90% (THOMAS, 2001).
A água produzida possui alta salinidade, presença de metais tóxicos,
gases dissolvidos e sólidos em suspensão. Assim, para o descarte desta água é
necessário tratamento a fim de reduziras concentrações destes constituintes e,
consequentemente eliminar danos ao meio ambiente.
15
2 OBJETIVOS.
2.1 OBJETIVO GERAL:
Formular fluidos de perfuração base água utilizando água produzida sintética
e avaliar a influência das concentrações de Cálcio e Magnésio em suas
propriedades.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS:
Formular os fluidos de perfuração utilizando água produzida sintética.
Realizar testes de determinação das propriedades físicas e químicas dos
fluidos de perfuração formulados;
Aprender todas as técnicas de utilização de equipamentos de formulação
e de análise das propriedades físicas e químicas dos fluidos de
perfuração;
Comparar os resultados obtidos das propriedades dos fluidos formulados
a partir das três águas produzidas sintéticas e mostrar qual o mais
indicado para o melhor desempenho de cada propriedade.
16
3 REVISÃO DE LITERATURA
3.1 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
Fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos,
produtos químicos e, às vezes, até gases. Podem assumir aspectos de emulsão,
dispersão coloidal ou até mesmo de emulsões (THOMAS, 2001). A Figura 1
apresenta um fluido de perfuração.
Figura 1 - Fluido de perfuração
Fonte: www.amcmud.com.br
Os fluidos de perfuração ou lamas de perfuração também podem ser
definidos como fluidos que têm por objetivo proporcionar a perfuração e,
posteriormente, a completação segura e econômica de um poço de petróleo. Os
fluidos são vistos como o primeiro elemento de segurança de um poço,
principalmente devido às funções que eles desempenham. De acordo com o API
(American Petroleum Institute – Instituto Americano de Petróleo), os fluidos de
perfuração podem ser definidos também como fluidos de circulação usados em
perfurações rotativas para funções (LUMMU; AZAR, 1986), como por exemplo,
limpeza de poço, manutenção da estabilidade das paredes e lubrificação de
equipamentos durante a operação.
Segundo Souza (2012) o fluido de perfuração é bombeado a partir da
superfície até o fundo do poço, atravessa os orifícios da broca e retorna à
superfície através do espaço anular entre as paredes do poço e a coluna de
perfuração.
17
Entre as Principais funções dos fluidos de perfuração podem-se destacar:
Exercer pressão hidrostática no interior do poço evitando o Kick,
que é influxo de fluidos indesejáveis da formação para o anular do
poço. A pressão hidrostática exercida pelo fluido geralmente é
maior ou igual a pressão que a formação exerce, caso não ocorra
um controle dessa pressão ocorrerá o kick, e posteriormente o
blowout, levando a perda do poço e colocando em risco a
integridade física das pessoas envolvidas na perfuração do poço,
entre outros problemas (AMOCO, 1994).
Resfriar e lubrificar a broca durante a perfuração evitando o
desgaste pré-maturo da broca e a redução da taxa de penetração.
O fluido deve formar um filme fino e de baixa permeabilidade
chamado reboco que deve ter espessura adequada em relação ao
anular do poço que está sendo perfurado, a fim de evitar problemas
durante e após a perfuração (AMOCO, 1994).
Os fluidos devem carrear os cascalhos gerados promovendo a
limpeza do poço, evitando prisão de coluna e desgaste dos
equipamentos. A lama também deve sustentar os cascalhos
quando ocorrer parada na perfuração (AMOCO, 1994).
Os fluidos também têm por objetivo reduzir o atrito das paredes da
formação e a coluna de perfuração (AMOCO, 1994).
Segundo Carvalho (2005) as lamas de perfuração devem facilitar a
análise de dados sobre a perfuração, os quais são de extrema
importância para a perfuração prosseguir de forma segura, entre
os dados analisados pode-se citar: análise de perfis, além do
monitoramento das pressões do poço.
As características principais do fluido de perfuração são:
Aceitar qualquer tratamento químico ou físico, pois dessa forma o
fluido utilizado pode ser tratado e reaproveitado reduzindo gastos
para realizar uma nova formulação de fluidos (DUARTE, 2004).
O fluido não pode interagir com as formações rochosas para que
não haja desequilíbrio das propriedades químicas, como aumento
do teor de algum constituinte químico do fluido (ex. Cálcio ou
18
magnésio), ou nas propriedades físicas do fluido como densidade,
reologia, poder de filtração, teor de sólidos (DUARTE, 2004).
A lama de perfuração deve ser bombeável (DUARTE, 2004).
Deve ter compatibilidade com o custo da operação de perfuração
(DUARTE, 2004).
3.1.1 Classificação dos principais fluidos de perfuração
Os fluidos de perfuração são classificados de acordo com o seu
componente presente em maior quantidade na formulação Podem ser intitulados
de fluidos base água, base óleo e base gás. A seguir será apresentada a
classificação de forma mais detalhada.
3.1.1.1 Fluidos aquosos
Os fluidos de perfuração a base de água são os que possuem a água
como fase contínua. A água também pode ser utilizada de forma isolada, ou seja,
sem nenhum aditivo, ou ser usada com uma série de aditivos dissolvidos como
os sais, ácidos, álcoois, polímeros, argila e barita (SERRA, 2003).
A água é usada como agente dispersante, ou seja, ela é o meio no qual
os aditivos químicos presentes em menor quantidade se dispersam. Ela pode
ser doce, dura ou salgada.
Entre os fatores a serem considerados na escolha da água podem ser
citados: a proximidade de rios ou lagos que ofereçam a água de qualidade nas
proximidades da sonda, o custo com o transporte e o tratamento, a natureza das
formações geológicas a serem perfuradas, além dos aditivos usados na
formulação do fluido (THOMAS, 2001).
Os fluidos à base de água podem ser classificados de acordo com a
Figura 2.
19
Figura 2 - Classificação de Fluidos aquosos
Fonte: Thomas, 2001.
Os fluidos sem inibição são utilizados em fases iniciais de um poço, em
que as formações rochosas não são consolidadas e devido à formação rochosa
ser inerte, não ocorre interação com o fluido. Encerra-se a aplicação desse tipo
de fluido quando ocorre a fixação do revestimento de superfície e também os
equipamentos de segurança do poço, como o BOP (Blowout Preventer –
Impedimento de blowout), por exemplo. Nas perfurações em terra aplica-se
fluidos não inibidos à base de água com floculantes ou dispersantes, já em
perfuração em mar nas primeiras fases do poço pode-se aplicar apenas água do
mar como fluido. As lamas de perfuração com inibição são aplicadas,
principalmente, nas fases do poço que podem ocorrer interações químicas do
fluido com as formações rochosas perfuradas, nesse tipo de fluido adiciona-se o
inibidor que pode ser físico como os polímeros ou químico como os sais
(GUIMARÃES; ROSSI, 2007).
Os fluidos à base de água com baixo teor de sólidos e os emulsionados
com óleo são aplicados em ocasiões especiais. Os primeiros são utilizados
aplicados para aumentar a taxa de penetração da broca e os fluidos
emulsionados com óleo são aplicados com objetivo de reduzir a densidade do
sistema para evitar a perda circulação em zonas de baixa pressão de poros ou
de fratura (THOMAS, 2001).
A indústria do petróleo busca cada vez mais o desenvolvimento de fluidos
que sejam seguros ambientalmente e que desempenhem funções com a mesma
qualidade dos fluidos de perfuração oleosos e sintéticos, tais pesquisas
objetivam a formulação de fluidos que têm diversos aditivos químicos dissolvidos
em água (FARIAS, 2009).
20
3.1.1.2 Fluidos não aquosos
Os fluidos de perfuração à base oleosa são aqueles que possuem fase
orgânica como contínua ou dispersante. A fase descontínua é constituída por
pequenas gotículas de água ou de solução aquosa, podendo haver alguns
sólidos coloidais de natureza orgânica ou inorgânica como fase dispersa. Os
fluidos podem ser emulsões água/óleo ou emulsão inversa (SCHAFFEL, 2002).
De acordo com Serra (2003), a fase contínua dos fluidos de base oleosa pode
ser o óleo cru, o óleo mineral ou até mesmo o diesel.
Os fluidos de perfuração a base de óleo (não aquosos) começaram a ser
desenvolvidos para situações em que os fluidos a base de água possuíam
limitações técnicas e operacionais. Os fluidos óleos os têm composição
semelhante aos fluidos aquosos, com aditivos que desempenham funções
semelhantes atuando em uma fase orgânica contínua (SCHAFFEL, 2002).
As principais funções das lamas oleosas que determinam suas vantagens
em relação ao fluido aquoso são as de possuir alto grau de inibição em relação
às formações ativas, possuir alto poder de lubricidade e baixa taxa de corrosão
sendo aplicados principalmente em poços horizontais que proporcionam um
contato bastante intenso dos equipamentos de perfuração com as paredes. Vale
ressaltar que os fluidos à base de óleo são aplicados preferencialmente em
poços de alta pressão e temperatura (WILLIAM et al., 2014).
De acordo com Souza (2012) os óleos possuem algumas características
indesejáveis, sendo inflamáveis e possuindo potencial de danificar borrachas
como mangueiras, anéis, juntas e elementos do BOP. Muitos óleos contêm
compostos tóxicos ou perigosos que causam danos à saúde e ao meio ambiente,
além disso, solubilizam muitos gases encontrados na perfuração de poços, que
interfere no processo de detecção de gases.
3.1.1.3 Fluidos a base de ar
Os fluidos de perfuração a base de ar possuem fase gasosa como
contínua e são divididos em três tipos: fluido névoa que é constituído de
pequenas gotículas de água com ar, gás seco, aerado e espumas que podem
21
ser definidos como gotículas de ar envolvidas por um filme de água (SCHRAMM,
2000).
A perfuração pode ser realizada com estes fluidos substituindo os fluidos
à base de água ou óleo. Deve-se ter cuidado, pois se houver a combinação do
ar utilizado com os hidrocarbonetos existentes no interior do poço podem ocorrer
incêndios, além disso, os fluidos aerados não podem ser aplicados em poços
que exigem um alto controle de pressão (SCHAFELL, 2002). Porém, a utilização
de fluidos a base de ar ocorre em poços com severas perdas de circulação,
principalmente com baixos gradientes de pressão e quando se deseja aumentar
a taxa de penetração da broca (MELO, 2008).
Cada fluido a base de gás é utilizado em situações específicas: os fluidos
a base de gás seco são utilizados em perfurações com formações rochosas
duras, névoa em perfurações com elevadas velocidades de retorno no espaço
anular, espuma em regiões com baixas pressões de formação (DARLEY E
GRAY, 1988).
3.1.2 Principais aditivos para fluidos de perfuração aquosos
Aditivos são compostos que são adicionados à fase contínua do fluido
com o objetivo de conferir a ele características ideais para a sua aplicação em
um determinado poço. Os aditivos também podem ser inseridos na perfuração
ao longo do tempo, possibilitando assim que suas propriedades sejam
controladas (CARVALHO, 2005). Os aditivos são responsáveis pela melhoria
das características do fluido, sendo necessário obter uma composição de
equilíbrio entre os aditivos de tal modo que não haja favorecimento de uma
propriedade em detrimento de outra (BARRETO, 2006). Os aditivos são
viscosificantes, adensantes, controladores de filtrado, reguladores de pH,
inibidores de inchamento de argilas, antiespumante entre outros.
3.1.2.1 Adensantes
Define-se como agente adensante qualquer substância mais densa que a
água e que não interfira de forma negativa nas outras propriedades do fluido.
22
Aplica-se geralmente o sulfato de bário (BaSO4), o qual possui uma massa
específica em torno de 4,2 g/cm3(SOUZA, 2012). A barita é bastante usada
porque não reage com os componentes do fluido e aumenta a massa específica
deste de forma direta (ALMEIDA E SILVA, 2010).
Outros aditivos são aplicados para promover o aumento densidade no
fluido por possuírem a função secundária de adensante, o calcário, por exemplo,
é um agente que tem como função primária obturar os poros das rochas e função
secundária de promover o aumento da massa específica do fluido, assim
dependendo do projeto de fluidos, opta-se pelo uso do calcário, por exemplo.
3.1.2.2 Controladores de filtrado
São agentes que atuam com o objetivo de regular a quantidade de líquido
que invade a formação rochosa e também proporcionam a formação de um
reboco fino e de baixa permeabilidade.
Os controladores de filtrado possuem granulometria pré-estabelecida para
desempenhar de forma efetiva a sua função. Para o controle da filtração os
aditivos são classificados como solúveis ou insolúveis. Os insolúveis recebem
esse nome por serem pouco solúveis em ácidos inorgânicos, podem ser citadas
as betonitas, que diminuem a filtração devido a sua plasticidade, alguns
polímeros, lignosulfonatos, lignitos que possuem a capacidade de diminuir o grau
de floculação dos fluidos, e polímeros modificados como Carboximetilcelulose
(CMC), Hidroxipropilamido (HPA) os quais são adsorvidos nas superfícies
coloidais e diminuem a permeabilidade do reboco. Os aditivos solúveis em meio
ácido atuam pelo mecanismo de obstrução dos poros da rocha proporcionando
a redução da taxa de filtração por formar pontes de obstrução dos canais dos
poros das rochas, um aditivo bastante utilizado é a calcita, rica em Carbonato de
Cálcio (CaCO3) (LOMBA, 2010).
3.1.2.2 Reguladores de pH
São os compostos químicos aplicados a fim de tornar o pH dos fluidos de
perfuração alcalino (básico), geralmente em uma faixa de pH pré-estabelecida
que varia de projeto para projeto. Normalmente os aditivos aplicados para o
23
controle do pH dos fluidos são a Soda Cáustica (NaOH), a cal hidratada além do
Óxido de Magnésio (MgO) (GUIMARÃES E ROSSI, 2007).
3.1.2.3 Inibidores de inchamento de argilas
São os produtos químicos que atuam com o objetivo de diminuir ou
impedir o processo de inchamento das argilas. O mecanismo de atuação desses
inibidores consiste na fixação, por adsorção física ou química, da fração catiônica
na superfície negativa da argila, liberando o cátion original presente no
argilomineral para o meio. São aplicados normalmente o Cloreto de Potássio
(KCl) e o Cloreto de Sódio (NaCl), pode-se aplicar juntamente com esses sais
os polímeros catiônicos, que atuando em conjunto proporcionam um maior poder
de inibição ao inchamento (NASCIMENTO, 2009).
3.1.2.4 Viscosificantes
Viscosificantes são aditivos químicos que são adicionados ao fluido para
o aumento da viscosidade e, dessa forma, proporcionar uma maior capacidade
do fluido de perfuração de limpeza do poço e também a suspensão dos
cascalhos quando, por algum motivo ocorre a parada da perfuração. Entre os
aditivos empregados com essa finalidade podem ser citados os polímeros: goma
xantana, betonita, poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), amido pré-
gelatinizado. O mecanismo de atuação é estabelecido pelo fato de haver
partículas suspensas nos fluidos de perfuração em virtude da adição de outros
constituintes, assim os viscosificantes se adsorvem nas bordas dessas
partículas e consequentemente ocorre o aumento de viscosidade (PETRI E
NETO, 2010).
A goma xantana é o aditivo químico aplicado com maior frequência como
viscosificante, pelo fato de proporcionar elevada viscosidade à lama utilizando
baixas concentrações (ALMEIDA E SILVA, 2010). A goma xantana tem
vantagens de possuir elevada massa molar, e é um biopolímero de caráter
aniônico.
Barbosa (2006) realizou estudos do efeito da aplicação de betonita
aditivada, em fluidos de perfuração aquosos, e concluiu que ela também pode
24
atuar como agente viscosificante nesses tipos de fluidos eficientemente
melhorando a viscosidade plástica, viscosidade aparente e o limite de
escoamento.
3.1.2.5 Antiespumante
O antiespumante é usado para desestabilizar filmes formados por agentes
tensoativos presentes no fluido, ou seja, as bolhas de espuma. O mecanismo de
atuação de um antiespumante é estabelecido pelo fato de ele entrar nos filmes
e desestabilizar suas estruturas, causando o rompimento do filme e
impossibilitando a formação das espumas (FARIAS, 2009).
3.1.3 Propriedades dos fluidos de perfuração
As propriedades estudadas em fluidos de perfuração são as físicas e
químicas, normalmente usadas para distinguir os fluidos. Entre as propriedades
físicas são destacadas a densidade, parâmetros reológicos, parâmetros de
filtração, teor de sólidos. Já as químicas são pH, teor de Cloretos, teor de cálcio,
teor de sólidos ativos, teor de potássio, teor de magnésio (SHIROMA, 2012).
Continuamente essas propriedades devem ser monitoradas, de acordo
com os testes estabelecidos pela API, durante a operação de perfuração dos
poços (SANTOS, 2014).
3.1.3.1 Densidade
É a propriedade física do fluido que também é chamada de peso da lama.
A densidade é constantemente monitorada com o objetivo de se manter a
pressão hidrostática adequada para a perfuração de um poço. Para haver o
controle da densidade é de fundamental importância o conhecimento das
pressões existentes, sendo destacadas: a pressão de poros que é a pressão que
os fluidos contidos no interior da rocha exercem sobre os fluidos de perfuração,
e pressão de fratura que é a pressão na qual ocorre a ruptura da formação
rochosa. Define-se como janela operacional o intervalo que vai da pressão de
25
poros até a pressão de fratura, o peso da lama deve estar contido nesse
intervalo, como mostra a Figura 3 (ALCURE, 2013).
Figura 3 - Janela operacional que mostra a pressão de poros de pressão de fratura das rochas e a faixa de densidade que o fluido deve possui de acordo com a profundidade.
Fonte: Modificado de Alcure, 2013.
Através do monitoramento do peso da lama é possível evitar o influxo de
fluido da formação, kick, diminuindo ainda mais a possibilidade de ocorrer
blowout, que é a situação em que os hidrocarbonetos oriundos do poço fluem
descontroladamente para a superfície ocasionando diversos danos materiais e
risco à integridade física das pessoas envolvidas na operação (PEREZ, 2013).
Caso a densidade seja superior à pressão de fratura ocorrerá ruptura da
formação, ocasionando problemas como a perda de fluido e diminuição da taxa
de penetração (NEE et al.,2015).
3.1.3.2 Parâmetros de filtração
É necessário o conhecimento e o controle dos parâmetros de filtração dos
fluidos, pois caso não ocorra, pode haver elevada filtração e fraturada formação
ocasionando a perda de fluido para as formações geológicas, desmoronamento
das formações sobrejacentes, depósito de cascalhos sobre a broca e prisão de
ferramentas do poço por diferencial de pressão (MELO, 2008).
Por causa do diferencial positivo de pressão entre a pressão hidrostática
exercida pelo fluido e a pressão de poros da rocha existe a infiltração da fase
líquida do fluido, e para que essa infiltração não seja constante, nos fluidos de
perfuração, há os constituintes sólidos que obstruem esses poros, formando o
26
reboco. O estudo desse fenômeno é de fundamental importância para o sucesso
da perfuração e completação do poço (MEDEIROS 2010).
Figura 4 - Mecanismo de Infiltração de líquido do fluido de perfuração e a formação do reboco.
Fonte: Modificado de Lomba, 2010.
A Figura 4 apresenta o mecanismo de formação do reboco. Quando o
fluido exerce uma pressão Pw na formação rochosa ocorre além da infiltração, a
formação do reboco interno com o preenchimento dos poros da rocha pelas
partículas sólidas de menor diâmetro do fluido. Já as partículas com diâmetro
superior aos poros da formação rochosa formam o reboco externo, completando
tal mecanismo.
O controle periódico dos parâmetros de filtração tem um custo elevado e
dessa forma qualquer tratamento deve ser estudado antes, pelo responsável do
sistema de fluidos, para que não afete negativamente o prosseguimento da
perfuração e também a produtividade do poço. (WALDMANN et al., 2011).
3.1.3.3 Teor de sólidos
É a propriedade dos fluidos de perfuração, como o próprio nome define,
que determina a quantidade de sólidos que existe no fluido, vale salientar que a
concentração de sólidos obrigatoriamente não deve ser elevada de modo a evitar
problemas na perfuração (PEREIRA, 2010). A incorporação excessiva de
cascalhos oriundos da desagregação de rochas durante a perfuração faz com
que as propriedades como a viscosidade, densidade, e outras, sejam alteradas.
Além disso, o elevado teor de sólidos ocasiona um rápido desgaste dos
equipamentos de perfuração como as brocas, furos na coluna de perfuração,
27
redução da taxa de penetração da broca, aumento da pressão de bombeio e
prisão de coluna.
O tratamento do fluido de perfuração pode ser dividido em duas formas, o
preventivo ou corretivo, o preventivo é baseado na inibição química ou física do
fluido com a adição de aditivos químicos, já o corretivo é realizado através de
equipamentos por onde o fluido de perfuração passa ao retornar do fundo do
poço juntamente com os cascalhos gerados, entre esses equipamentos
destacam-se Tanques de Decantação, Peneiras Vibratórias, Desareador,
Dessiltador, Mud Cleanere Centrífuga (PEREIRA, 2010). Na Figura 5 é mostrado
o sistema de controle de sólidos dos fluidos de perfuração.
Figura 5 - Sistema de controle de sólidos corretivo dos fluidos de perfuração. O sistema é constituído de peneira vibratória, desareador, dessiltador, mud cleanere centrífugas.
Fonte: Thomas 2001.
Ao chegar à superfície, o fluido passa pelos tanques de decantação, em
seguida segue para a peneira onde os cascalhos grosseiros, com granulometria
elevada, são separados do fluido, depois ele é encaminhado para o Desareador
para retirar outras partículas, em seguida Dessiltador, Mud Cleaner e Centrífuga
eliminando os sólidos de granulometria muito inferiores aos que são retirados
pela peneira, quando o fluido retorna do fundo do poço. Nas sondas de
perfuração o controle corretivo é usado rotineiramente.
Deve ser ressaltado que nem sempre todos os equipamentos de controle
de sólidos são necessariamente utilizados, depende de qual fase do poço está
sendo perfurada devido ao tipo de formação atravessada. (SANTOS, 2014).
28
3.1.3.4 Parâmetros reológicos
A reologia é definida como a ciência que estuda a deformação da matéria
e o seu fluxo devido à ação de forças externas em condições termodinâmicas
em certos intervalos de tempo. As propriedades que a reologia engloba são a
viscosidade, plasticidade e elasticidade (ALMEIDA E SILVA 2010).
Na indústria petrolífera, principalmente nas etapas de perfuração e
completação são necessários os conhecimentos básicos da reologia, pois eles
irão auxiliar na análise do comportamento reológico dos tipos de fluidos. Os
parâmetros reológicos permitem estimar perdas de carga por fricção, a
capacidade de transporte e sustentação de sólidos (MACHADO, 2002).
Entre as propriedades reológicas rotineiramente monitoradas durante a
perfuração tem-se, viscosidade plástica (VP) que é definida como a resistência
ao escoamento devido ao contato das partículas das substancias dispersas e as
partículas do dispersante utilizados na formulação dos fluidos de perfuração; o
limite de escoamento (LE) que é a tensão mínima aplicada ao fluido para colocá-
lo em movimento e a tixotropia, que é a capacidade do fluido adquirir um estado
semissólido quando está em repouso e depois voltar ao estado fluido quando
submetido à uma força externa. Segundo Amorim (2003) a tixotropia é explicada
pelo fato de existir no fluido partículas que são eletricamente carregadas que se
combinam formando a estrutura rígida semelhante a um gel, como mostrado na
Figura 6.
A importância da propriedade tixotrópica é evidenciada quando se torna
necessário parar a perfuração, dessa forma o fluido sustentará os sólidos
perfurados durante a parada, e quando retornar à circulação o fluido carreará
esses cascalhos.
29
Figura 6 - Ilustração da ocorrência do estado tixotrópico onde as partículas de um fluido de perfuração mostram-se dispersas caracterizando o estado sol, já no estado gel as
partículas do se dispõem de forma alinhada.
Fonte: Amorim, 2003.
Os fluidos, sendo de perfuração ou não, são classificados como
Newtonianos ou não Newtonianos. Esta classificação é feita através da relação
entre a tensão de cisalhamento e a taxa de cisalhamento. Os fluidos de
perfuração são enquadrados na classificação de fluidos Não Newtonianos,
devido ao fato da relação entre a tensão e a taxa de cisalhamento não ser
constante. Esses fluidos são subdivididos em dependentes do tempo e
independentes do tempo, os dependentes do tempo são os reopéticos e
tixotrópicos, já os independentes do tempo são dilatantes, pseudoplásticos e
binghamianos (MACHADO, 2002).
A Figura 7 mostra a curva de fluxo, determinada pela relação da tensão
de cisalhamento pela taxa de deformação, dos fluidos Independentes do tempo.
A taxa de cisalhamento sendo uma relação que não é constante, fato percebido
principalmente pela forma Curva do gráfico, porém no fluido Newtoniano a
relação tensão taxa é uma constante representada por uma reta.
30
Figura 7 - Curva de Fluxo dos fluidos Não-newtonianos independentes do tempo e a curva de fluxo para o Fluido Newtoniano.
Fonte: Machado, 2002.
A Figura 8 mostra a curva de viscosidade para os fluidos dependentes
do tempo.
Figura 8 - Curva de viscosidade dos fluidos dependentes do tempo, a curva A representa o fluido Tixotrópico e a curva B representa o Reopético.
Fonte: Machado, 2002.
Na Figura 8 a Curva A representa um fluido Tixotrópico onde à medida
que se aumenta a taxa de cisalhamento a viscosidade diminui e também à
medida que se diminui essa taxa a viscosidade aumenta, e a Curva B representa
um fluido Reopético em que na medida em que se aumenta a taxa de
cisalhamento a viscosidade desse fluido aumenta e diminuindo a taxa de
cisalhamento a viscosidade diminui.
31
3.1.3.5 Propriedades químicas
3.1.3.5.1 pH
É a propriedade dos fluidos que determina o caráter ácido, básico ou
neutro. A faixa de pH desejada para as lamas de perfuração é a básica. O pH
alcalino, entre 7 e 10, proporciona o desempenho máximo dos aditivos, como os
polímeros, além de diminuir a corrosão dos equipamentos que estão em contato
direto com o fluido de perfuração como Tubos de Perfuração (Drill Pipes), Tubos
Pesados (Heavy Weight), Comandos de Perfuração (Drill colars) além da broca.
3.1.3.5.2 Teor de cloretos ou salinidade
Através da salinidade é possível determinar o grau de inibição do fluido
de perfuração em relação às formações ativas, como os folhelhos, assim como
a salinidade da água usada como fase contínua. O monitoramento da salinidade
também auxilia no controle de corrosão. A salinidade é expressa em mg/L de
NaCl equivalente (AMORIM, 2003).
3.1.3.5.3 Teor de sólidos ativos
O controle do teor de sólidos ativos em fluidos de perfuração é feito
baseado na quantidade de sólidos que podem interagir quimicamente com o
fluido e são incorporados durante a perfuração (SOUZA et., 2007).
3.1.3.5.4 Teor de cálcio e magnésio
Os teores de Cálcio e Magnésio são responsáveis pela dureza do fluido
de perfuração. As quantidades de Cálcio e Magnésio devem ser constantemente
monitoradas, pois à precipitação de um desses Cátions pode ocasionar
comprometimento das propriedades do fluido e também desgastes de
equipamentos (AMOCO, 1994).
32
3.2 ÁGUA PRODUZIDA
A água de produção é classificada como aquela aprisionada em
formações rochosas subterrâneas e que pode ser produzida juntamente com o
óleo e o gás durante a atividade de produção desses fluidos. Assim, essas águas
têm elevada complexidade composicional e, normalmente, são produzidas em
grande volume (MOTTA et al, 2013).
A água encontra-se no interior da rocha junto com óleo e gás, esses
fluidos normalmente se distribuem de acordo com a densidade, em que a água
por ser mais densa posiciona-se na região inferior, o óleo na região intermediária
e o gás na região mais superficial, pois possui menor densidade.
(CUBERLO,2002). A Figura 9 mostra a distribuição da água num reservatório,
juntamente com o óleo e gás.
Figura 9 - Distribuição da água, óleo e gás no interior das rochas baseando-se na densidade, o gás na parte superior, a água na parte mais inferior e o óleo na parte intermediária.
Fonte: Autor, 2015.
Um campo de petróleo recém perfurado produz cerca de 5% a 15% de
água, porém com a tendência de diminuição de produção de petróleo, ocorre um
aumento da produção água chegando a ficar em torno de 90%, quando se chega
nesse estágio o campo passa a ser chamado de campo maduro. (THOMAS,
2001).
No processo de produção, ocorre a dispersão do óleo na água ou da água
no óleo, pois nas tubulações estes fluidos são submetidos a um elevado
cisalhamento e agitação, essa dispersão é chamada de emulsão que pode ser
33
do tipo água/óleo ou óleo/água, isso ocorre devido à existência de tensoativos
naturais que impedem a coalescência da fase dispersa estabilizando a emulsão
(ANDRADE et al., 2009).
A água de produção quando é obtida em grande escala se torna um
grande problema em poços já maduros devido a sua complexa composição,
sendo constituídas principalmente por metais considerados pesados como:
Cádmio (Cd), Cromo(Cr), Cobre (Cu), Chumbo (Pb), Mercúrio (Hg), Prata (Ag),
Níquel (Ni) (LIMA et al., 2008).
A água de produção e constituída de compostos inorgânicos, além de
metais, sais inorgânicos, compostos orgânicos como os hidrocarbonetos
aromáticos, benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno, compostos sulfurados,
nitrogenados e os ácidos orgânicos (AVERSA, 2012).Há também os
hidrocarbonetos poliaromáticos (HPA´S).Vale lembrar que de modo geral a água
de produção tem sua composição variando de acordo com a formação geológica
a qual pertence.
A Tabela 1mostra a composição da água produzida da Bacia de Campos,
com os compostos químicos e suas concentrações em ppm.
Tabela 1 - Composição química da Água Produzida da Bacia de Campos.
Fonte: Lima et al., 2008.
Normalmente a água oriunda de atividades petrolíferas é submetida à
diversos tratamentos, para que assim sejam atendidas as exigências ambientais
de descarte ou até mesmo as de reuso para algum outro fim industrial desse
efluente.
34
Motta et al., (2013) afirmam que para o tratamento e destino do efluente,
é necessário a análise de diversos fatores como: localização da base de
produção, legislação, viabilidade técnica, custos e disponibilidade de
infraestrutura e de equipamentos, levando em consideração principalmente o
fator custo para o tratamento da água. Gobbi (2013) enfatiza o processo de
tratamento da água de produção, com o objetivo do reuso, recuperação e
reciclagem de tal efluente, porém evidencia que é necessária a combinação de
técnicas para que haja o tratamento efetivo da água.
35
4 METODOLOGIA
Serão discutidos os métodos e os materiais utilizados na formulação da
água sintética e do fluido de perfuração, além dos testes físicos e químicos
que foram realizados.
4.1 FORMULAÇÃO DA ÁGUA PRODUZIDA SINTÉTICA
Serão mostrados os equipamentos e reagentes utilizados para a
formulação das águas produzidas sintéticas.
4.1.2 Materiais usados
A Tabela 2 mostra os componentes químicos utilizados na formulação da
água produzida sintética.
Tabela 2 - Constituintes da água da água produzida sintética.
Material Fórmula molecular
Cloreto de Magnésio Hexahidratado
MgCl26H2O
Cloreto de Cálcio CaCl2
Sulfato de potássio K2SO4
Cloreto de Bário BaCl2
Cloreto de Sódio NaCl
Água H2O
Petróleo - Fonte: Autor, 2015.
4.1.3 Equipamentos utilizados
BALANÇA DE PRECISÃO: A Figura 10 mostra uma balança de
precisão utilizada para pesar os constituintes da água.
36
Figura 10 - Balança de Precisão
Fonte: Autor, 2015.
AGITADOR TECNAL: A Figura 11 apresenta o agitador utilizado
para promover a agitação necessária para a formação da emulsão
das gotículas de petróleo em água.
Figura 11 - Agitador Tecnal.
Fonte: Autor, 2015.
4.1.4 Obtenção da água produzida sintética
A água produzida sintética foi preparada em escala de laboratório, 350,5
mL, que é a quantidade necessária para a formulação dos fluidos de
perfuração.Com a água destilada obtida no próprio laboratório, adicionou-se o
cloreto de magnésio hexahidratado, cloreto de cálcio, sulfato de potássio, cloreto
de bário e cloreto de sódio e agitou-se manualmente com o auxílio de um bastão
de vidro. Em seguida, a água foi levada para o agitador tecnal (Figura 11), onde
37
foi submetida a uma elevada agitação e 1g de petróleo foi adicionado à solução,
completando o processo de formulação da água sintética. A Tabela 3 apresenta
as concentrações e os constituintes da água produzida sintética. Foram fixadas
as concentrações do sulfato de potássio, cloreto de bário e cloreto de sódio e
apenas as concentrações do cloreto de cálcio e cloreto de magnésio
hexahidratado foram variadas.
Tabela 3 - Constituintes e suas concentrações na água produzida sintética.
Fonte: Autor, 2015.
4.2 FORMULAÇÃO DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO
Serão mostrados os equipamentos utilizados para a realização dos testes
em fluidos de perfuração, e os aditivos empegados na formulação dos fluidos
de perfuração.
4.2.1 Materiais usados
A Tabela 4 mostra todos os componentes usados e suas concentrações,
na formulação dos fluidos de perfuração.
Material Fórmula molecular Concentração (g/L)
Mínima Média Máxima
Cloreto de Magnésio Hexahidratado MgCl26H2O 0,209 36,966 73,724
Cloreto de Cálcio CaCl2 0,733 1,185 1,638
Sulfato de potássio K2SO4 - 0,623 -
Cloreto de Bário BaCl2 - 0,148 -
Cloreto de Sódio NaCl -18,063 -
Água H2O - --
Petróleo - - 1,0 -
38
Tabela 4 - Materiais utilizados na formulação do fluido de perfuração e suas concentrações.
Material Concentração (lb/bbl)
Fase contínua (Água produzida sintética) Qsp
Sequestrante 0,5
Viscosificante 0,5
Alcalinizante 0,5
Floculante 0,5
Controlador de filtrado 1 3,0
Controlador de filtrado 2 2,0
Inibidor de inchamento de argila 17,0
Obturante 1 20,0
Obturante 2 20,0
Adensante 20,0
Inbidor de ação de bactérias 0,5
Inibidor de inchamento de argila 10,0
Fonte: Autor, 2015.
4.2.1 Equipamentos utilizados
MISTURADOR HAMILTOM BEACH: usado para promover a
dispersão dos aditivos químicos na fase contínua, como Mostrado
na Figura 12.
Figura 12- Agitador Hamilton Beach.
Fonte: Fann Instrument Company Instruction Manual, (2014).
39
4.3 TESTES REALIZADOS APÓS A FORMULAÇÃO DO FLUIDO.
Foram realizados os testes de densidade, parâmetros de filtração, teor de
sólidos, reologia, envelhecimento do fluido, teor de cloretos e teores de cálcio
e magnésio.
4.3.1 Densidade
O teste de densidade foi realizado com o auxílio de uma balança de lama,
em que se deve posicionar a balança numa superfície firme e nivelada, a
temperatura do fluido também deve ser medida, o copo da balança deve ser
completado com fluido, de forma que quando for colocada a tampa do copo o
excesso de fluido saia pelo orifício existente na tampa. Na balança há um
cursor que deve ser deslocado até que a bolha fique no centro da medição,
evidenciando assim a densidade exata do fluido de perfuração, que pode ser
expressa em libras por galão (lb/gal), libras por pé cúbico (lb/ft3) ou em
gradiente de pressão (psi/ft). A Figura 13 mostra uma balança que mede a
densidade da lama.
Figura 13 - Balança de Lama modelo Fann utilizada para medir densidade dos fluidos de perfuração
Fonte: Fann Instrument Company Instruction Manual, (2015)
4.3.2 Parâmetros de filtração
Realizou-se o teste de Filtração com um equipamento chamado de filtro
API BTBP (Baixa Pressão e Baixa Temperatura) em que foram simuladas as
condições de pressão e permeabilidade do poço com uma superfície permeável,
40
indicando assim a qualidade das propriedades das paredes do poço, do
encapsulamento e principalmente de filtração do fluido.
O equipamento consiste de um reservatório de fluido, com capacidade
aproximada de 400cm3, um meio filtrante (papel de filtro), uma proveta e uma
fonte de pressão (cilindro ou cápsula contendo N2 ou CO2). O reservatório é
constituído por uma célula cilíndrica com tampa superior, móvel, fixada através
de parafuso tipo prensa, vedada com gaxeta de borracha, e uma base com tela,
também móveis, fixadas e apoiadas na estrutura metálica, O controle de pressão
é efetuado por uma válvula com registro (manômetro). A despressurização é feita
através de uma válvula de escape ou dreno (LOMBA, 2010). A Figura 14
apresenta um Filtro API BTBP.
Figura 14 - Filtro BTBP onde são simuladas as condições de pressão e permeabilidade do poço.
Fonte: Fann Instrument Company Instruction Manual, (2014).
4.3.3 Teor de sólidos
O procedimento foi feito utilizando um kit retorta Fann. O funcionamento
desse equipamento é baseado no princípio da destilação simples, separando os
sólidos e os líquidos; o ensaio dura cerca de 30 minutos, e por meio da
condensação dos vapores dos líquidos é possível obter as quantidades de água,
sólidos e óleo presentes no fluido de perfuração. Para a realização do teste
precisa-se da retorta, palha de aço e a proveta. Coloca-se cerca de 10 ml de
fluido na cubeta, em seguida essa cubeta é submetida ao aquecimento, os
vapores são condensados e recolhidos na proveta, os sólidos ficam retidos
41
devido ao contato com a palha de aço. Para determinar a porcentagem de água,
óleo e sólidos aplica-se as Equações (1), (2) e (3).
%H20 = Volume de água em ml x 10 (1)
%Óleo = Volume de óleo em ml x 10 (2)
%Sólidos = 100 – (%H2O - %Óleo) (3)
Normalmente o resultado do teste de teor de sólidos indicará se o
tratamento do fluido será químico ou se o problema está sendo causado por
excesso de sólidos. A Figura 15 mostra um Kit Retorta FANN.
Figura 15 - Kit Fann para o teste de retorta, onde se mede os teores de sólido, água ou óleo do fluido de perfuração.
Fonte: Fann Instrument Company Instruction Manual, (2009).
4.3.4 Parâmetros reológicos
Os parâmetros reológicos foram medidos com o auxílio de um
viscosímetro do modelo FANN 35-A.
Nesse viscosímetro, o fluido de perfuração é colocado no espaço anular
entre o bulbo e o rotor cilíndrico. O rotor é girado a uma velocidade conhecida, e
o torque transmitido ao bulbo pelo fluido é medido pela tensão de uma mola
conectada a um dial. A Figura 16 mostra um Viscosímetro Fann 35-A utilizada
para as análises de parâmetros reológicos do fluido (AMOCO, 1994).
42
Figura 16 - Viscosimetro Fann 35-A
Fonte: Fann Instrument Company Instruction Manual, (2013).
Antes de iniciar o teste, coloca-se o fluido no copo do viscosímetro até
atingir a marca existente, encaixa-se o copo na base do viscosímetro e em
seguida eleva-se a base, juntamente com o copo até o topo onde haverá uma
marcação, indicando o posicionamento adequado para a realização correta do
teste.
Inicialmente são feitas as leituras de 600, 300, 200, 100, 6 e 3rpm. Em
seguida são obtidos também os valores de gel inicial (Gi) e o Gel final (Gf) do
fluido de perfuração, com o objetivo de se conhecer o grau de tixotropia desse
fluido. Para a obtenção do Gi o viscosímetro é ligado a 600rpm agitando por 1
minuto, e em seguida é desligado por 10 segundos, passados esses dez
segundos o motor é ligado novamente em 3rpm e é observada a maior deflexão
no indicador. Já o Gf o motor é ligado a 600 rpm agitando por 1 minuto, Deixa
em repouso por 10 minutos, após isso o motor é ligado novamente a 3rpm, e é
obtida a maior deflexão.
As outras propriedades reológicas, de interesse para o trabalho, medidas
são: VP, LE. As Equações 4, 5, 6 e 7 são usadas para o cálculo dos valores e
as unidades estão apresentadas a seguir:
VA = L600/2 (cP) (4)
VP = L600 - L300 (cP) (5)
LE = L300 – VP (lbf/100ft2) (6)
Fg = Gf – Gi (7)
43
4.3.5 Envelhecimento do fluido
O envelhecimento do fluido foi realizado no Roller oven Fannque é
apresentado na Figura 17, esse equipamento simula as condições de
temperatura e circulação no poço.
Figura 17 - Roller Oven Fann.
Fonte: Fann Instrument Company Instruction Manual, (2014).
O fluido é colocado dentro de uma célula, em seguida essa célula é
posicionada dentro do Roller Oven; onde é submetida à uma temperatura de
65ºC e constante movimentação durante dezesseis horas. A temperatura e a
velocidade são controladas.
4.3.6 Teste do teor de cloretos (Cl-)
O teste foi feito para medir a concentração de cloretos no fluido de
perfuração através da realização de uma titulação. É promovida a reação do
ânion cloreto (Cl-) com o cátion prata (Ag+), produzindo um sal insolúvel.
Para realizar o teste, coloca-se 1 ml de filtrado do fluido em um erlemeyer
e adiciona-se 10 ml de água. Em seguida, adiciona-se 5 gotas de cromato de
potássio e titula-se com AgNO3. A Equação (8) permite o cálculo do teor de
cloretos.
44
Cl− (Cloretos,mg
L) =
10000 x VolAgNO3 0,282 N (mL)
Vol.da amostra de filtrado (mL). (8)
4.3.7 Testes para determinar os teores de cálcio (Ca2+) e magnésio (Mg2+).
Para determinar a concentração de Ca2+ no fluido de perfuração, faz-se a
titulação de 1 ml de filtrado com a solução de EDTA, proporcionando a
complexação dos íons.
Ca2+ + EDTA4- [CaEDTA]2-
Coloca-se 1 ml de filtrado em um erlemeyer, adiciona-se 10ml de água, 5
ml de Hidróxido de Sódio (NaOH) 2N, depois adiciona-se 3 gotas de
hidroxilamina, e trietanolamina, e uma pitada de Calcon e titula-se com o EDTA
0,01 mol/l.
Para encontrar o valor da concentração de cálcio aplica-se a Equação (9):
Ca2+ (mg
L) =
400,8 x V1 (EDTA,mL)
Vol.da amostra (mL) (9)
Onde V1 é o volume de EDTA gasto na titulação.
O teste para a determinação da concentração de magnésio (Mg2+), ou
dureza total, tem o mesmo princípio do método para determinar o teor de cálcio
na amostra filtrado. É promovida a reação de íon Mg2+ com o EDTA4-,
ocorrendo também a complexação de íon Mg2+.
Mg2+ + EDTA4- [MgEDTA]2-
Coloca-se 1 ml de filtrado no erlemeyer, adiciona-se 10ml de água, 10 ml
de tampão de Amônio, uma pitada de Eriocromo, e titula-se com o EDTA 0,01
mol/l.
Para determinar o valor da concentração de cálcio usa a Equação (10):
Mg2+ (mg
L) =
243,2 x (V2− V1)
Vol.da amostra (mL) (10)
45
Onde V1 é o volume de EDTA na determinação do cálcio, e V2 é o volume
de EDTA usado no teste de determinação do teor de Magnésio (Mg2+).
46
5 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capítulo serão apresentados os resultados da caracterização do
fluido a base de água industrial antes e após o envelhecimento e os resultados
do estudo da influência das concentrações mínima, média e máxima de cálcio e
magnésio na Viscosidade Plástica, Parâmetros de Filtração e Densidade de
fluidos de perfuração.
5.2 TESTES COM O FLUIDO A BASE ÁGUA INDUSTRIAL
Formulou-se um fluido base água industrial para obter os melhores
resultados das propriedades do fluido de perfuração com a formulação descrita
na Tabela 4e apresentada no tópico de metodologia.
Os resultados numéricos das análises das propriedades do fluido
formulado com água industrial antes e depois do envelhecimento são
apresentados na Tabela 5.
Tabela 4 - Propriedades do fluido de perfuração aquoso novo e envelhecido formulado com água industrial
Propriedades Fluido Novo Fluido Envelhecido
Peso do fluido (lb/gal) 9,5 9,5
Viscosidade Aparente (cP) 33 32,5
Viscosidade plástica (cP) 23 23
Limite de escoamento(lbf/100ft2)
20 19
Gel inicial (lbf/100ft2) 4 4
Gel final (lbf/100ft2) 5 5
Teor de óleo (%) 0 0
Teor de sólidos (%) 4 4
Filtrado (mL) 5 5
Cloreto (mg/L) 31000 31000
NaCl (mg/L) 51150 51150
CaCl (mg/L) 48360 48360
Cálcio (mg/L) 120,24 120,24
Magnésio (mg/L) 340,48 340,48
pH 9,5 9
Fonte: Autor, 2015.
47
De acordo com os resultados apresentados na Tabela 5 o fluido obtido é
considerado estável, pois ele manteve suas propriedades constantes quando foi
submetido ao envelhecimento. Houve uma variação pequena na viscosidade
aparente e no pH. Essas variações podem ser atribuídas ao aquecimento e à
condição de circulação que o fluido de perfuração é submetido durante o
processo de envelhecimento. Pode-se concluir que tais variações não são
consideradas relevantes.
O comportamento do fluido de perfuração formulado com água industrial
é o desejado, pois com tal comportamento o fluido pode ser aplicado diversas
vezes no poço sem que sejam necessários gastos com novas formulações ou
tratamentos complexos, além de não haver o descarte remoto do fluido, sendo
também uma vantagem ambiental.
5.3 FLUIDO DE PERFURAÇÃO A BASE ÁGUA SINTÉTICA
Fez-se a formulação do fluido a base de água sintética com as
concentrações mínimas, média e máxima de Cálcio e Magnésio. Em seguida,
foram analisadas as suas propriedades através dos Parâmetros de Filtração,
Densidade e Viscosidade Plástica. Será chamado de Fluido Tipo 1 o fluido
formulado com as concentrações mínimas de Cálcio (0,219 g/L) e Magnésio
(0,733 g/L) na água usada como fase contínua, o Fluido Tipo 2 o que foi
formulado com as concentrações médias de Cálcio (36,966 g/L) e Magnésio
(1,185 g/L) na água e Fluido Tipo 3 o formulado com as concentrações máximas
de Cálcio (73,724 g/L) e Magnésio (1,638 g/L). A Tabela 6 mostra os valores de
cada propriedade, obtidas a partir da realização dos testes.
Tabela 5 - Propriedades do fluido de perfuração aquoso novo para os fluidos formulados com diferentes concentrações de cálcio e magnésio
Fonte: Autor, 2015.
Propriedades Mínimo Médio Máximo
Peso do fluido (lb/gal) 9,6 9,6 9,9
Viscosidade plástica (cP) 19 20 20
Filtrado (mL) 7 4 6
48
Na Tabela 6 apresentada, observou-se que ao variar as concentrações de
Cálcio e Magnésio na água usada proporcionou-se o aumento ou a diminuição
de valores de propriedades físicas e químicas do fluido.
5.3.1 Parâmetros de filtração
A Figura 18 apresenta a variação do volume de filtrado de acordo com o
tipo de fluido.
Figura 18 - Resultado do volume de Filtrado dos fluidos novos formulados com água produzida sintética de acordo com o tipo de fluido
Fonte: Autor, 2015.
A Figura 18 mostra que o fluido que utiliza a água sintética com a
concentração média de Cálcio e Magnésio possui uma menor formação de
volume de filtrado, cerca de 4 ml, proporcionando dessa forma uma menor
infiltração de líquido oriundo do fluido de perfuração para o interior da formação
e também a formação de um reboco de menor espessura e com uma maior
plasticidade. Esse fato pode ter ocorrido devido à interação do Cálcio e do
Magnésio contidos na água sintética, com os polímeros controladores de filtrado,
aumentando suas eficiências, além de possivelmente atenuar a eficiência dos
obturantes que são o calcário médio e o calcário fino. Já os fluidos de perfuração
que foram formulados com as águas sintéticas com concentração mínima e
concentração máxima de Cálcio e Magnésio obtiveram valores de volumes de
filtrados maiores, 7 ml e 6 ml respectivamente, e a textura do reboco formado foi
mais quebradiça e mais grossa, um reboco de baixa qualidade.
0
2
4
6
8
1 2 3
VO
LUM
E D
E FI
LTR
AD
O (
ml)
TIPO DE FLUIDO
Filtrado (mL), fluido novo
49
5.3.2 Densidade do fluido
A Figura 19 apresenta a densidade do fluido de perfuração de acordo com
o tipo de fluido.
Figura 19 - Resultado da variação de densidade dos fluidos novos formulados com água produzida sintética de acordo com o tipo de fluido
Fonte: Autor, 2015.
Observa-se na Figura 19 que todos os fluidos possuem bons valores de
densidade, entre 9,6 lb/gal e 9,9 lb/gal. Além disso, pode-se observar que à
medida que se aumenta a concentração de Cálcio e Magnésio nas águas usadas
como fase contínua do fluido, proporciona-se o aumento da densidade, isso pode
ter ocorrido devido as elevadas massas molares dos sais utilizados na água
sintética, o Cloreto de Magnésio Hexahidratado com 203,31 g/mol e o Cloreto de
Cálcio 110,98 g/mol. A densidade do fluido influencia diretamente na pressão
hidrostática exercida por ele nas paredes do poço e também na taxa de
penetração da broca. É essencial que a propriedade de densidade do fluido de
perfuração já venha determinada em um projeto de fluidos de perfuração e que
o fluido circulado no poço esteja de acordo com esse projeto para que haja uma
perfuração segura.
5.2.3 Viscosidade plástica
A Figura 20 mostra a variação da Viscosidade Plástica de acordo com o
tipo de fluido formulado.
9,4
9,5
9,6
9,7
9,8
9,9
10
1 2 3PES
O D
O F
LUID
O (
lb/g
al)
TIPO DE FLUIDO
Peso do fluido (lb/gal),fluido novo
50
Figura 20 - Resultado das viscosidade plásticas dos fluidos novos formulados com água produzida sintética de acordo com o tipo de fluido.
Fonte: Autor, 2015.
Observa-se, através da Figura 20 que os fluidos com concentrações de
Cálcio e Magnésio médias e máximas, proporcionam um maior valor de
viscosidade plástica, ou seja, há um aumento da interação das partículas
suspensas da fase dispersa com a fase contínua, dessa forma tais fluidos
possuem uma maior resistência ao escoamento, o que pode ser prejudicial para
colocar o fluido em movimento, pois há necessidade de uma maior potência da
bomba.
18,5
19
19,5
20
20,5
1 2 3
VIS
CO
DIA
DE
PLÁ
STIC
A (
cP)
TIPO DE FLUIDO
Viscosidade plástica (cP),FLUIDO NOVO
51
6 CONCLUSÕES
De acordo com o trabalho realizado pode-se concluir que:
Dependendo das características que se deseje aplicar ao fluido de
perfuração é possível formular fluidos com águas produzidas
sintéticas contendo as mais variadas concentrações de Cálcio e
Magnésio.
Os fluidos de perfuração à base de água industrial possui valores
melhores de parâmetros de filtração comparado aos fluidos tipo 1
e tipo 3, porém o fluido tipo 2 apresentou um valor ainda melhor do
que o fluido a base de água industrial, cerca de 4 mL. Em relação
à densidade os fluidos formulados com águas produzidas sintéticas
possuem melhores valores de densidade em relação ao fluido de
água industrial. Já se tratando de viscosidade plástica o fluido a
base de água industrial possui o valor mais alto (23 cP) entre todos
os fluido formulados.
No processo de avaliação da influência dos teores de Cálcio e
Magnésio, contidos nas águas produzidas sintéticas, nas
propriedades do fluido de perfuração, pode-se concluir que.
o Valores muito altos ou muito baixos das concentrações de
Cálcio e Magnésio proporcionam um aumento do volume de
filtrado e permitem a formação de rebocos de maior
espessura e menos plásticos, Sendo necessário encontrar
um valor de concentração compreendido entres os valores
mínimo e máximo para que o fluido de perfuração tenha
propriedades satisfatórias de Filtração, o valor encontrado
foi de 36,966 g/L para o Magnésio e 1,185 g/L para o Cálcio.
o Com relação à Densidade, quanto maior a concentração de
Cálcio e Magnésio na água produzida sintética, mais denso
será o fluido formulado com tal água. Da mesma forma
ocorre quando se trata do parâmetro de Viscosidade
Plástica.
52
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