2.2 Fluídos de perfuração
2.2.3 Propriedades dos fluidos de Perfuração
2.2.3.7 Estabilidade Elétrica
Segundo a norma API B-2 2005 para teste com fluidos não-aquosos, determina-se a estabilidade da emulsão por sua resistência elétrica. O fluido de base não-aquosa é, geralmente, composto por uma fase altamente condutora (salmoura) emulsionada em uma fase resistiva (olefina). Como a fase contínua é resistiva, é de se esperar que esta seja a característica predominante. Porém, quando submetida a uma tensão elétrica elevada, pode haver condução de corrente elétrica pela interação entra as gotas da fase condutiva emulsionada. Quanto mais forte a emulsão, menor é a interação entre as gotas da fase emulsionada. Assim, o valor da tensão necessária para que as gotas interajam de forma a conduzir corrente elétrica é uma medida da estabilidade da emulsão.
A estabilidade elétrica de uma emulsão é um indicativo de quão fortemente a água está emulsionada numa base orgânica. Altos valores indicam uma emulsão mais forte e, portanto, um fluido mais estável (PEREZ, 2008). Considera-se que a emulsão está “fraca”, para valores baixos de estabilidade elétrica, apresentando água ou sólidos livres no sistema e que possa ser quebrada facilmente. O que acarretaria em problemas de inchamento caso o poço tornasse
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molhável por água e a fase aquosa não estivesse inibida corretamente (DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006).
Segundo Perez (2008), fluidos de emulsão inversa preparados recentemente “fluidos novos” habitualmente tem baixos valores de estabilidade elétrica. O fluido somente irá sofrer agitação adequada adquirindo a estabilidade quando submetido ao cisalhamento e à temperatura adequados. Uma vez iniciada a perfuração, os sólidos contidos no fluido tanto os incorporados (finos) quanto os adicionados, irão ajudar a estabilizar a emulsão, pois os mesmos serão adsorvidos na interface entre as gotas de água e a fase externa/contínua.
2.2.3.8 Salinidade
A medida da quantidade de cloretos presente na fase aquosa emulsionada fornece a inibição da fase aquosa. Além de ser uma medida importante no cálculo da razão óleo/água, que sofre influência do sal, sendo necessário o ajuste o teor de água para “água corrigida” onde a porcentagem de água encontrada na retorta é ajustada para o fluido não aquoso.
2.2.3.9 Alcalinidade
É a medida da concentração de OH- na fase aquosa emulsionada. A medida é feita, primeiro quebrando a emulsão com a mistura xileno/álcool isopropílico, depois titulando a fase aquosa desemulsionada com ácido sulfúrico, a fim de neutralizar as espécies básicas presentes nela. Caso uma pequena fração delas fique dispersa na fase parafínica, a diminuição da quantidade destas espécies na fase aquosa vai causando, lentamente, a migração delas, com sua subsequente neutralização. Quando o pH da fase aquosa chega, próximo à neutralização, o indicador fenolftaleína perde a coloração, indicando o final da titulação. O volume de ácido sulfúrico usado na titulação na concentração de 0,1 N é o valor correspondente a alcalinidade do fluido, segundo Equação (8).
Pm = VT (H2SO4 0,1N) (8)
onde: Pm (Phenolphthalein in oil mud) é o volume (ml) de ácido sulfúrico 0,1N necessário para reduzir o pH de 1 ml do fluido ao valor de pH de 8,3 (ponto de viragem da Fenolftaleína) (Norma API B-2 2005).
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Este teste nos permite determinar a quantidade de cal livre no fluido. Fluidos sintéticos, ou base óleo, são emulsões inversas de água em óleo estabilizadas por emulsificantes tensoativos que reagem com hidróxido de cálcio adicionado, gerando um sabão cálcico que permite a estabilização da emulsão (DALTIN, 2011).
Recomenda-se a utilização de excesso de cal e a concentração em excesso de cal (hidróxido de cálcio) será dada pela Equação (9).
Ca(OH)2 = 1,3 x Pm (9)
onde: Ca(OH)2 é o excesso de cal (lb/bbl).
2.3 Fundamentos de Reologia
Reologia é uma área da física que trata a mecânica dos corpos deformáveis. O conhecimento da reologia em diversos ramos da indústria é importante, na indústria petrolífera em diferentes etapas verifica-se essa importância pois tem-se escoamento de líquidos do início ao fim do processo de exploração até a produção.
No escoamento de fluidos são conhecidos dois regimes: O permanente ou estacionário que apresenta comportamento estável e velocidade pontual que não varia com o tempo. E o regime transitório com velocidade variável com o tempo (MACHADO, 2002). O comportamento do fluxo em suspensões é importante assim como a relação entre a pressão e a taxa de fluxo. Há dois comportamentos diferentes de fluxo que são: o escoamento laminar ou viscoso e o turbulento (CAENN, 2014). Pode-se citar o fluxo tampão como um caso particular do fluxo laminar, onde se tem uma velocidade constante ao longo do raio na região central. A caracterização do fluxo é realizada através do número de Reynolds, segundo Equação (10). Reynolds demonstrou experimentalmente com um fluido escoando através se um tubo circular que o diâmetro do tubo, a densidade, a viscosidade e velocidade são variáveis que definem o comportamento do fluxo.
𝑁𝑅 =𝜌𝐷𝑣
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onde, tem-se o 𝜌 como a densidade do fluido (lb/gal); 𝐷 é o diâmetro da tubulação (in); 𝑣 é a velocidade do fluido (m/s) e 𝜇 é a viscosidade do fluido (Kg/(m.s) ou Pa.s, g/(cm.s) ou dina.s/cm2 (poise) e lbf.s/ft2, nos sistemas SI, c.g.s. e inglês, respectivamente.
Através da adequada definição dos parâmetros reológicos é viável obter melhores resultados de importantes variáveis a serem consideradas na etapa de perfuração de poços, como: perda de carga, capacidade de sustentação e transporte dos cascalhos. Essas informações identificam e representam, entre outros, a qualidade do fluido de perfuração, visto que análises e interpretações corretas dos parâmetros podem servir de base para otimização da perfuração.
Entre as propriedades reológicas, a viscosidade, o limite de escoamento e a força gel dos fluidos de perfuração descrevem a capacidade do fluido para transportar os cascalhos durante a perfuração e mantê-los suspensos quando a circulação é interrompida. Freqüentemente, o termo “viscosidade” é confundido com o termo “reologia”. A viscosidade pode ser definida como sendo a resistência ao movimento do fluir de um material ( DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006). A Tensão de cisalhamento, Equação (11), é a força por unidade de área cisalhante, necessária para manter o escoamento do fluido (Machado, 2002).
τ = F
A (11)
onde τ é a tensão de cisalhamento (N/m² ou Pa, dina/cm2 e lbf/ft2); F é a força necessária para
provocar um deslocamento (N) e A é a área exposta ao cisalhamento (m²).
A Taxa de cisalhamento é a locomoção através do deslocamento das partículas ou moléculas do fluido. A taxa de cisalhamento da mesma maneira definida como o grau de deformação ou gradiente de velocidade, matematicamente descrita, pela Equação (12).
𝛾 = 𝜕𝑣
𝜕𝑦=
𝜕𝛾
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A dimensão da taxa de cisalhamento é t-1 e sua unidade é o s-1, onde: ∂v é a variação
da velocidade entre as moléculas/partículas ou camadas do fluido, ∂y é a distância entre as camadas/partículas e ∂γ/∂t é a variação da deformação em função do tempo.
A relação entre a tensão e a taxa de cisalhamento define o comportamento reológico dos líquidos. A equação de fluxo que é a relação matemática entre as duas variáveis, tem como representação gráfica a curva de fluxo. Na Figura 8 apresenta-se diferentes tipos de comportamentos reológicos.
Figura 8 - Curvas de Fluxo (Tensão de cisalhamento x Taxa de cisalhamento) (A) Newtoniano; (B) Plástico ideal; (C) Pseudoplástico; (D) Dilatante; (E) Pseudoplástico com limite de escoamento.
Fonte: Machado (2002).
Logo, a tensão de cisalhamento é proporcional à taxa de cisalhamento, onde a constante de proporcionalidade é, por definição, a viscosidade do fluido, conforme as Equações (13) e (14). 𝜏 = 𝜇𝑑𝑦 𝑑𝑥 (13) Em que: 𝜇 = 𝜏 𝛾 (14)
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onde 𝜇 é a viscosidade (Kg/(m.s) ou Pa.s, g/(cm.s) ou dina.s/cm2 (poise) e lbf.s/ft2, nos sistemas SI, c.g.s. e inglês, respectivamente).
Os fluidos podem ser apontados ou definidos em função do seu comportamento de fluxo como Newtonianos ou não Newtonianos. Todos os fluidos sejam eles Newtonianos ou não a viscosidade é modificada ou influenciada tanto pela temperatura quanto pela pressão. 2.3.1 Fluidos Newtonianos
Para os fluidos Newtonianos a viscosidade não varia com o aumento da taxa ou tensão cisalhante, sendo esta denominada de viscosidade absoluta, como já dito anteriormente. Para análise do tipo de fluido considerações devem ser realizadas, como manter constante a pressão e a temperatura e considerar o fluxo laminar (MACHADO,2002).
Observa-se, Figura 9(a), que quando a relação entre a tensão e a taxa é linear a viscosidade é constante, figura 9(b)
Figura 9 - (a) Curva de tensão de cisalhamento x Taxa de cisalhamento (b) Curva de viscosidade x Taxa de cisalhamento para fluidos Newtonianos.
(a) (b) Fonte: Machado (2002).
2.3.2 Fluidos Não-Newtonianos
Os fluidos Não-Newtonianos são caracterizados por uma viscosidade que não é constante, mesmo com pressão e temperatura inalteradas e fluxo laminar (MACHADO, 2002). A maioria das dispersões, emulsões, incluindo os fluidos de perfuração, são Não-Newtonianos (SOUZA, 2016).
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Na Figura 10 pode-se observar as viscosidades representadas nas curvas dos diferentes tipos de fluidos. Diversos modelos matemáticos foram desenvolvidos para descrever fluidos não newtonianos. A avaliação reológica de fluidos nos campos petrolíferos é geralmente realizada usando viscosímetros. Normalmente, esses instrumentos fornecem um número
limitado de taxas de cisalhamento variando de 5,1 para 1022 s-1. Os dados gerados com esses
instrumentos são analisados utilizando modelos empíricos desenvolvidos para descrever o fluxo de fluidos não newtonianos. Os modelos mais freqüentemente aplicados são os modelos Plástico de Bingham, Potência ou Pseudoplástico e Herschel-Bulkley (DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006).
O modelo de Bingham foi aceitável durante a evolução dos fluidos de perfuração à base de argila, mas é insatisfatório ao descrever o comportamento geral de fluidos de perfuração de polímeros ou emulsões invertidas (MACHADO, 2002). Na maioria dos fluidos a existência de regiões newtoniana, juntamente com uma região não-newtoniano, torna a interpretação e utilização de dados reológicos uma tarefa incompreensível. Também pelo fato da viscosidade interferir no comportamento inicial (DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006). Figura 10 - Curvas de Viscosidade: (A) Newtoniano; (B) Binghamiano ou plastico ideal; (C) Pseudoplástico (D) Dilatante.
Fonte: Machado (2002).
A curva de fluxo é importante na caracterização do tipo de fluido onde a correlação com alguma equação ou modelo matemático irá fornecer a viscosidade desses fluidos que não
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é única e sofre influência da taxa de cisalhamento. E na Figura 11 observa-se os diferentes comportamentos que podem apresentar os fluidos.
Figura 11 - Fluxograma do Comportamento dos Fluidos Newtonianos e Não-Newtonianos.
Fonte: Próprio Autor (2019).
2.3.2.1 Modelo de Lei de Potência ou Pseudoplástico
Um dos modelos mais amplamente utilizados para descrever o comportamento dos fluidos de campos de petróleo é o modelo da lei de potência, Equação (15), nele o termo viscosidade do modelo newtoniano é substituído por uma constante, K, denominada índice de consistência, que serve como índice de viscosidade do sistema. O fator n é chamado de índice da lei de potência que indica a tendência do fluido a se tornar fino. Com o desvio do valor do índice de comportamento, o fluido se caracteriza como cada vez menos newtoniano (DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006).
𝜏 = 𝐾𝛾 (15)
onde: 𝜏 é a tensão de cisalhamento (Pa); K é o índice de consistência (Pa.s), 𝛾 é a taxa de cisalhamento (s-1) e n é o expoente do modelo de potência (adimensional).
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Os fluidos pseudoplásticos não apresentam limite de escoamento, suas curvas de consistência passam pela origem; porém, se as leituras realizadas a altas taxas forem extrapoladas até o eixo, parecerá haver um limite para o inicio do escoamento semelhante ao modelo Plásico de Bingham, devido a isso, esse modelo é chamado de pseudoplástico (CAENN; DARLEY; GRAY 2014).
2.3.2.2 Modelo usado para o Comportamento Plástico De Bingham
Para este comportamento utiliza-se o modelo de dois parâmetros amplamente utilizado em aplicações de fluidos de perfuração, onde os fluidos que expõem o comportamento caracterizado por um ponto de escoamento (τ0) e uma viscosidade plástica (μp) que independente da taxa de cisalhamento, conforme a Equação (16).
𝜏 = 𝜏 + 𝜇 𝛾 (16)
onde: 𝜏 é a tensão de cisalhamento (Pa); 𝜏 é o limite de escoamento (Pa), 𝜇 é a viscosidade plástica (Pa.s) e 𝛾 é a taxa de cisalhamento (s-1).
A presença de um limite de escoamento significa que uma determinada tensão de cisalhamento crítica deve ser excedida antes do escoamento começar. Se o fluido apresentar um aumento linear na tensão de cisalhamento com taxa de cisalhamento após o limite para escoar ele será bem descrito por este modelo.
2.3.2.3 Modelo Herschel-Bulkley
Fluidos que exibem um ponto de escoamento e viscosidade que é dependente da taxa ou da tensão não podem ser adequadamente descrito pelo modelo de Bingham. O modelo Herschel-Bulkley, Equação (17), corrige essa falha, substituindo o termo da viscosidade plastica por uma lei de potência.
𝜏 = 𝜏 + 𝐾𝛾 (17)
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consistência (Pa.s); 𝛾 é a taxa de cisalhamento (s-1) e n é o expoente (adimensional).
Este modelo é útil para retratar inúmeros fluidos usados em operações de campo de petróleo. O modelo é reduzido à lei de potência se não houver limte de escoamento e ao modelo de Bingham se n = 1. Tanto este como os demais modelos apresentam limitação. Mas esse modelo de três parâmetros é geralmente aceito como o melhor disponível para descrever as propriedades de fluxo de fluidos de perfuração.
2.3.2.3 Modelo Robertson-Stiff
A equação de Robertson-Stiff, da mesma forma que o modelo de Herschel-Bulkley, é um modelo de três variáveis. Assim como o modelo anterior foi encontrado para fornecer aproximações para as perdas de pressão no sistema de circulação na maioria das situações de perfuração. Os demais modelos apresentados são casos específicos do modelo Roberson-Stiff, Equação (18).
τ = K(γ + γ) (18)
onde: 𝜏 é a tensão de cisalhamento (Pa); K é o índice de consistência (Pa.s); 𝛾 é a taxa de cisalhamento (s-1) e n é o expoente (adimensional).
Na Tabela 2 têm-se os modelos matemáticos mais comumente encontrados.
Tabela 2: Modelos Matemáticos e Equações dos Modelos.
Modelo Matemático Equação do modelo
Newtoniano 𝜏 = 𝐾𝛾
Pseudo-plástico (Ostward Waale ou modelo de potência) 𝜏 = 𝐾𝛾 Dilantante 𝜏 = 𝐾𝛾 Bingham 𝜏 = 𝜏 + 𝜇𝛾 Plástico (Herschel-Bulkley) 𝜏 = 𝜏 + 𝐾𝛾 Plástico (Casson) 𝜏 = 𝜏 + (𝛾𝜂 ) Fonte: Melo (2008).
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2.3 Emulsões
Emulsões são dispersões de um líquido imiscível em outro, onde tem-se um sistema polifásico em que uma fase fragmentada (fase dispersa) encontra-se dentro de outra (fase contínua). Ou seja, uma fase líquida é estabilizada dentro de outra fase líquida por influência de um tensoativo, chamado de emulsificante. Tais moléculas funcionam como conciliadores entre essas fases imiscíveis, já que apresentam afinidade por meios polares e apolares (DALTIN, 2011).
2.4.1 Emulsificação
Existe um grande número de variáveis na preparação das emulsões, e tanto a preparação como a estabilização fazem parte de um processo complexo devido a relação causa e efeito entre as variáveis, propriedades e fenômenos envolvidos. Pode-se dividir em três grupos os fatores susceptíveis a influenciar no resultado final das emulsões, são eles: variáveis de formulação, variáveis de composição e fatores mecânicos e de fluxo. A emulsificação é um processo físico-químico para a dispersão de uma fase em outra, onde inúmeras técnicas de agitação e diferentes tensoativos podem ser aplicadas.
2.4.2 Estabilidade das Emulsões
A estabilidade de uma emulsão é proporcional a dificuldade que as gotículas das diferentes fases possuem de se agruparem novamente. Diz-se que uma emulsão é estável quando não houver quebra, separação ou coalescência das gotas da fase interna da emulsão formada. A estabilidade é analisada sempre para determinadas condições pré-estabelecidas de temperatura, agitação e tempo por exemplo. As condições de formulação, composição e de emulsificação irão refletir na estabilidade da emulsão. Esse efeito pode ser observado na Figura 12.
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Figura 12 - Desestabilização das emulsões.
Fonte: Próprio Autor (2019), adaptado do Daltin (2011)
Gotículas pequenas em uma fase contínua possuem elevada energia interfacial. Devido à grande área de contato entre os dois líquidos, existe a tendência de liberação dessa energia através da coalescência, promovendo a redução da energia interfacial do sistema. Esse processo é espontâneo, mas existe uma forma de evitar a aproximação e posterior coalescência das gotículas através de uma barreira de energia. A altura da barreira de energia é essencial para a estabilização, esta barreira pode ser criada de diferentes formas ou combinações: Estabilização eletrostática, estérica ou polimérica, por partículas sólidas, por sistemas lamelares, por diferença de pressão osmótica ou por combinação destes mecanismos já citados.