UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração aquoso
salgado
Samara Leandro da Silva
Samara Leandro da Silva
Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração aquoso salgado
Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo.
Orientador (a): Profª. Drª. Vanessa Cristina Santanna
Junho, 2018 NATAL, RN
aquoso salgado. 2018. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.
Palavras-Chaves: fluido de perfuração; viscosificante; atapulgita.
Orientadora: Profª. Drª. Vanessa Cristina Santanna
RESUMO
Os fluidos de perfuração são essenciais para o processo de perfuração de um poço de petróleo, pois resfriam e limpam a broca, direcionam os cascalhos para a superfície e outras funções. Nos fluidos são adicionados alguns agentes com funções específicas para realizar uma perfuração de forma segura e de baixo custo. Cada vez mais são realizados estudos com a finalidade de conhecer aditivos mais baratos e que promovam eficiência na perfuração. Este trabalho realizou a comparação de um fluido aquoso salgado (viscosificado com polímeros), utilizado na indústria, com um fluido aquoso viscosificado com a argila atapulgita. No fluido com atapulgita foi variada a sua concentração e a de cloreto de sódio (NaCl). Foram feitas as medições do peso específico, viscosidade aparente, viscosidade plástica, limite de escoamento, filtrado API e pH do fluido, de acordo com a norma API. Os resultados obtidos mostraram que os fluidos com atapulgita, em maior concentração, não sofreram muita interferência do NaCl nos resultados reológicos. Porém, os fluidos com menor concentração de atapulgita sofreram mais interferência e só obtiveram bons resultados reológicos quando estavam com pouca concentração de NaCl. Além de bons resultados nas propriedades reológicas, os fluidos com maiores concentrações de atapulgita tiveram bons resultados no teste de filtrado API, pois o volume de filtrado foi menor.
SILVA, Samara Leandro. Estudo da Atapulgita como viscosificante para fluido de perfuração aquoso salgado. 2018. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.
Keywords: Drilling fluid; NaCl; viscosifying agent; atapulgite.
Tutor: Profª. Drª. Vanessa Cristina Santanna
ABSTRACT
Drilling fluids are essential for the drilling of an oil well as they cool and clean the drill, direct the cuttings to the surface and other functions. In the fluids are added some agents with specific functions to perform a drilling safely and inexpensively. More and more studies are being carried out to find cheaper additives that promote drilling efficiency. This work compared a saline aqueous fluid (polymer-viscous) used in industry with an aqueous fluid viscosified with the atapulgite clay. In the fluid with atapulgite its concentration and that of sodium chloride (NaCl) were varied. Measurements of specific gravity, apparent viscosity, plastic viscosity, flow limit, API filtrate and pH of the fluid were made according to the API standard. The results showed that the fluids with atapulgite, in higher concentration, did not suffer much interference of the NaCl in the rheological results. However, the fluids with lower concentration of atapulgite suffered more interference and only obtained good rheological results when they had low concentration of NaCl. In addition to good results in rheological properties, fluids with higher concentrations of atapulgite had good results in the API filtration test, because the filtrate volume was lower.
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho de conclusão de curso em primeiro lugar, a Deus, pela força е coragem que ele me proporcionou durante esta longa caminhada.
Dedico também à minha família, por acreditarem е investirem em mim. Em especial à minha mãe que sempre me aconselhou nos momentos mais difíceis da caminhada e ao meu padrasto (in memoriam) por ter me incentivado a buscar me desenvolver, cada vez mais, na minha formação acadêmica.
AGRADECIMENTOS
À minha mãe, Goretti Maria Leandro Antunes, por me motivar a continuar, mesmo diante das dificuldades enfrentadas.
À minha irmã, Symone Leandro de Castro, pela compreensão e apoio que me deu para finalizar o curso.
Ao meu padrasto (in memoriam), Antônio Lacerda de Castro, que me incentivou a realizar este curso e querer concluir.
Ao meu namorado, Vitor Vinícius Soares da Silva, pelo carinho, paciência е por me trazer tranquilidade na correria de cada semestre.
À minha orientadora, professora Dr.ª Vanessa Cristina Santanna, por todo apoio e atenção que me proporcionou para realizar este trabalho.
Ao técnico do laboratório de fluido de perfuração, Heric Weverton dos Santos, por ter me ajudado a utilizar os equipamentos do local.
Aos professores do Departamento de Engenharia de Petróleo que me deram todos os ensinamentos que me ajudaram a fazer este trabalho e concluir o curso.
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Fluido viscoso entre placas cisalhado por uma força aplicada na placa superior. .. 20
Figura 2 – Folha octaédrica da Brucita. ... 25
Figura 3 – Ligação entre uma folha octaédrica e duas folhas tetraédricas por meios de átomos de oxigênio. ... 26
Figura 4 - Agitador Hamilton Beach. ... 34
Figura 5 – Estufa Roller Oven. ... 35
Figura 6 – Célula armazenadora do fluido. ... 35
Figura 7 – pHmetro digital de bancada. ... 36
Figura 8 – Viscosímetro. ... 37
Figura 9 – Balança densimétrica pressurizada. ... 38
Figura 10 - Indicador de nível de bolha. ... 39
Figura 11 – Filtro prensa API. ... 40
Figura 12 – Manômetro. ... 40
Figura 13 – Gráfico da viscosidade aparente dos fluidos com melhores desempenhos. ... 42
Figura 14 – Viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração de 3,5 g/350 mL de atapulgita. ... 42
Figura 15 – Gráfico da viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração de 17,5 g/350 mL de atapulgita. ... 43
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Composição do fluido convencional aquoso salgado tratado com polímeros. ... 32 Tabela 2 – Composições dos fluidos com argila atapulgita. ... 33 Tabela 3 – Resultados obtidos com os fluidos realizados. ... 41
LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS
API Instituto Americano do Petróleo °C Grau Celsius
CaCO3 Carbonato de cálcio cP Centipoise
∆V Diferença de velocidade ∆Y Diferença na distância
dina/cm2 Dina por centímetro quadrado cm Centímetro
CMC Carboximetilcelulose F Força
γ Taxa de cisalhamento g/ml Grama por mililitro HPA Hidroxi propil amido
HPHT Alta pressão e alta temperatura kg/m3 Kilograma por metro cúbico lb/bbl Libra por barril
lb/ ft2 Libra por pé ao quadrado lb/ft3 Libra por pé cúbico lb/gal Libra por galão LE Limite de Escoamento m Massa
m2 Metro ao quadrado mg Miligrama
mg/l Miligrama por litro ml Mililitro
mm Milimetro NaCl Cloreto de sódio
Pa Pascal
Pa/m2 Pascal por metro quadrado pH Potencial Hidrogeniônico
QSP Quantidade suficiente para preparo ppm Partes por milhão
ρ Massa específica rpm Rotações por minuto
s-1 Segundo a potência menos um S Área da superfície SG Gravidade específica τ Tensão de cisalhamento v Volume VA Viscosidade Aparente VP Viscosidade Plástica
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 14
2 ASPECTOS TEÓRICOS 15
2.1 FLUIDO DE PERFURAÇÃO 15
2.2 CLASSIFICAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 15
2.2.1 Fluidos de perfuração à base de água 16
2.2.2 Fluidos de perfuração à base de óleo 16
2.2.3 Fluidos de perfuração à base de gás 17
2.3 PROPRIEDADES DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 17
2.3.1 Densidade 17
2.3.2 Parâmetros reológicos 18
2.3.2.1 Fluxo de escoamento 19
2.3.2.2 Tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento 19
2.3.2.3 Viscosidade Aparente 21 2.3.2.4 Viscosidade Plástica 21 2.3.2.5 Limite de Escoamento 21 2.3.2.6 Força gel 21 2.3.3 Parâmetros de filtração 22 2.3.4 Concentração hidrogeniônica (pH) 22 2.4 ADITIVOS 22 2.4.1 Alcalinizante 23 2.4.2 Bactericida 23 2.4.3 Inibidor de argila 23 2.4.4 Obturante 24 2.4.5 Lubrificante 24 2.4.6 Redutor de filtrado 24 2.4.7 Viscosificantes 24
2.5 ARGILOMINERAIS 25
2.5.1 Atapulgita 27
3 ESTADO DA ARTE 29
3.1 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE ATAPULGITA 29
3.2 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE SAL 29
4 MATERIAIS E METÓDOS 31
4.1 OBTENÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 31
4.2 DETERMINAÇÃO DO PH 36
4.3 DETERMINAÇÃO DA REOLOGIA 36
4.4 DETERMINAÇÃO DO PESO ESPECÍFICO 37
4.5 DETERMINAÇÃO DO FILTRADO API 39
5 RESULTADOS 41
6 CONCLUSÃO 45
1 INTRODUÇÃO
Na perfuração de um poço de petróleo é necessário utilizar um fluido de perfuração, algumas das funções são carrear os cascalhos de dentro do poço para a superfície, resfriar a broca e exercer uma pressão hidrostática sobre a formação ao redor do poço. O fluido entra no poço através de bombas e retorna para a superfície pelo espaço entre os tubos e a parede do poço.
Os fluidos de perfuração, geralmente, consistem em água e aditivos que possuem funções específicas para facilitar a perfuração e garantir estabilidade, como por exemplo, viscosificante, redutor de filtrado, bactericida, adensantes, e entre outros.
Como viscosificante, o argilomineral atapulgita pode ser utilizado em fluidos de perfuração aquosos salgados, pois não são tão afetados com a presença do sal. As suspensões de atapulgita, quando estão em presença de sais, formam suspensões viscosas, e assim podem conservar suas propriedades reológicas.
Realizar um estudo sobre aditivos de fluidos de perfuração é muito importante, pois as empresas que trabalham com poços buscam obter fluidos cada vez mais eficientes, de baixo custo e que não causem danos ao meio ambiente.
O objetivo deste trabalho foi analisar a aplicação da atapulgita em diferentes concentrações, como viscosificante, em um fluido de perfuração aquoso salgado, substituindo a presença de polímeros. Além disso, foi verificado a influência da concentração do cloreto de sódio (NaCl) nas propriedades do fluido.
Foram realizadas medições da viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP), limite de escoamento (LE), potencial hidrogeniônico (pH), peso específico e volume de filtrado do fluido.
2 ASPECTOS TEÓRICOS
Neste capítulo será apresentado os conceitos sobre fluidos de perfuração, apresentando suas principais funções e propriedades, assim como os aditivos mais utilizados.
2.1 FLUIDO DE PERFURAÇÃO
Os fluidos de perfuração podem ser à base de gás, água ou óleo e possuem aditivos na formulação com a finalidade de obter maior eficiência.
Segundo THOMAS et al. (2001), é desejável que o fluido apresente as seguintes características:
- Ser estável quimicamente;
- estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; - facilitar a separação dos cascalhos na superfície;
- manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso; - ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;
- aceitar qualquer tratamento físico e químico; - ser bombeável;
- apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação;
- facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; e - apresentar custo compatível com a operação.
Algumas funções do fluido são carrear os cascalhos de dentro do poço para a superfície, resfriar a broca e exercer uma pressão hidrostática sobre a formação ao redor do poço.
2.2 CLASSIFICAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
Os fluidos podem ser classificados como à base de água, óleo ou gás, de acordo com o constituinte predominante.
Neste tipo de fluido as partículas sólidas ficam suspensas em água ou em salmoura. Pode existir óleo emulsionado em água, a água será a fase contínua do fluido (CAENN et al., 2014).
A função da água é prover um meio de dispersão para os materiais coloidais. Estes materiais, principalmente argilas e polímeros, controlam a viscosidade, limite de escoamento, força géis e filtrado em valores adequados para uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade para estabilizar as paredes do poço. Para selecionar a água deve ser considerado alguns fatores como disponibilidade, custo para transporte e de tratamento, produtos químicos que comporão o fluido e tipos de formações geológicas que serão perfuradas (THOMAS et al., 2001).
Os produtos químicos que podem ser adicionados aos fluidos são: viscosificante, redutor de filtrado, inibidor de argila, bactericida, alcalinizante, obturante, preventor de enceramento, espumante, antiespumante, floculante, defloculante e entre outros.
Os fluidos de perfuração aquosos podem ser divididos em fluidos inibidos e fluidos não-inibidos. Os fluidos inibidos são utilizados para perfuração em rochas com elevado grau de atividade na presença de água doce. A rocha pode interagir com a água e pode torna-se plástica, expansiva ou até mesmo solúvel. Os fluidos não-inibidos são utilizados na perfuração de camadas rochosas superficiais. Pouco tratamento químico é utilizado, pois essas rochas são inertes ao contato da água doce (THOMAS et al., 2001).
2.2.2 Fluidos de perfuração à base de óleo
Neste tipo de fluido as partículas sólidas ficam suspensas em óleo. A água ou salmoura é emulsionada no óleo, portanto o óleo será a fase contínua (CAENN et al., 2014).
Segundo THOMAS et al. (2001), os fluidos à base de óleo têm conferido excelentes resultados na perfuração dos seguintes poços:
- poços HPHT (alta pressão e alta temperatura); - formações de folhelhos argilosos e plásticos;
- formações com baixa pressão de poros ou de fratura.
Apesar de ser excelente para a perfuração de alguns poços, o fluido à base de óleo possui algumas desvantagens, comparado com os fluidos à base de água, como por exemplo: maior grau de poluição, maior custo inicial, dificuldade para combater à perda de circulação, dificuldade para detectar a presença de gás e menor taxa de penetração.
Além disso, ainda existe os fluidos à base de óleo sintéticos que são considerados como uma classe especial das lamas à base de óleo, neste caso a fase contínua é constituída de substâncias oleosas que são produzidas por reações químicas ou purificadas de uma fração de petróleo. Como substâncias produzidas por reações químicas tem ésteres, éteres e poliglicóis (SERRA, 2003).
2.2.3 Fluidos de perfuração à base de gás
Neste tipo de fluido os cascalhos de perfuração são removidos por um fluxo de alta velocidade de ar ou gás natural. É preciso adicionar agentes espumantes para remover pequenos influxos de água (CAENN et al., 2014).
Estes fluidos de baixa densidade são recomendados para zonas com perdas de circulação severas e formações com pressão muito baixa ou suscetível a danos. Também são recomendados para formações muito duras, como o basalto ou o diabásio, para regiões com escassez de água e para regiões glaciais, pois possuem camadas espessas de gelo (THOMAS et al., 2001).
2.3 PROPRIEDADES DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
As propriedades físicas e químicas dos fluidos precisam ser ajustadas para cada tipo de situação desejada. As propriedades físicas mais importantes são: massa específica, parâmetros reológicos, forças géis (inicial e final), parâmetros de filtração e teor de sólidos. As propriedades químicas mais frequentemente determinadas são: pH, teores de cloreto, de bentonita e a alcalinidade (MELO, 2008).
A densidade é definida como peso por unidade de volume. As unidades são libras por galão (lb/gal), libras por pé cúbico (lb/ft3), quilogramas por metro cúbico (kg/m3), ou ainda pode estar relacionada ao peso de um igual volume de água, como gravidade específica (SG-specific gravity) (CAENN et al., 2014).
O ponto de partida do controle de pressão é o controle da densidade do fluido de perfuração. O peso de uma coluna de fluido necessário para equilibrar a pressão de formação é o ponto de referência a partir do qual todos os cálculos de controle de pressão são baseados. O peso exigido da coluna estabelece a densidade do fluido para qualquer caso específico (ANNIS e SMITH, 1996).
Ao ocorrer falha no controle de pressão do poço, pode ocasionar um blowout, ou seja, um fluxo indesejável de hidrocarbonetos, gás ou água. Antes do blowout ocorrer, existe o kick, que é um aviso de que o volume que retorna para a superfície está muito maior que o volume que entra no poço. O controle da pressão pode ocorrer com o ajuste da densidade do fluido de perfuração.
A densidade de uma lama é aumentada pela adição de barita, um tipo comercial de sulfato de bário. A barita é usada como um agente de ponderação padrão, devido ao seu baixo custo, alta gravidade específica, inércia e baixa abrasividade (ANNIS e SMITH, 1996).
2.3.2 Parâmetros reológicos
Segundo ALMEIDA e SILVA (2010), a reologia trata de um ramo da física relacionado ao estudo do comportamento deformacional e do fluxo de matéria submetido a tensões, sob determinadas condições termodinâmicas, ao longo de um intervalo de tempo. Descreve, portanto, a deformação de um corpo sob influência de tensão. “Corpos” neste contexto podem ser sólidos, líquidos ou gases. Inclui propriedades como: viscosidade, plasticidade e elasticidade.
Em termos reológicos, a viscosidade é o parâmetro mais conhecido, sendo definida como a resistência que uma substância apresenta ao fluxo (LUCENA, 2012).
Um material que se deforma reversivelmente quando sofre um esforço, mas que recupera o volume e forma original após o alívio é definido como um copo elástico ideal. A
deformação sofrida é proporcional à tensão que foi aplicada. A razão entre a tensão e a deformação relativa é denominada de módulo de elasticidade (MACHADO, 2002).
Já os fluidos viscosos ideais se deformam contínua e irreversivelmente, sob a ação de um sistema de forças, e esta deformação é conhecida por escoamento. Portanto, corpos considerados idealmente viscosos exibem escoamento, onde a taxa de deformação é uma função da tensão (MACHADO, 2002).
2.3.2.1 Fluxo de escoamento
Existem dois tipos de fluxos de escoamentos de fluidos: laminar e turbulento.
O regime de fluxo laminar prevalece em baixas velocidades de fluxo. O fluxo é ordenado, e a relação entre pressão e velocidade é função das propriedades viscosas do fluido (CAENN et al., 2014).
O regime de fluxo turbulento prevalece em velocidades altas. O fluxo é desordenado e é regido principalmente pelas propriedades inerciais do fluido em movimento. Equações de fluxo são empíricas (CAENN et al., 2014).
2.3.2.2 Tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento
Quando um fluido flui, ele exerce um atrito de fricção - chamado de tensão de cisalhamento - na superfície do tubo. A magnitude da tensão de cisalhamento depende do arrasto de atrito entre as “camadas” adjacentes de fluido viajando em diferentes velocidades, e a diferença nas velocidades das camadas adjacentes próximas à parede do tubo. A diferença de velocidades entre camadas adjacentes é chamada de taxa de cisalhamento (ANNIS e SMITH, 1996).
Em outras palavras, a tensão de cisalhamento corresponde a uma força necessária para manter o escoamento do fluido e pode ser representada pela Equação 1:
𝜏 =𝐹
𝑆 (1)
S = Área da superfície (m2)
Unidades usuais da taxa de cisalhamento: N/m2 ou Pascal (Pa), dina/cm2 e lbf/ft2
A taxa de cisalhamento também pode ser denominada grau de deformação e pode ser definida através da Equação 2:
𝛾 = ∆𝑣
∆𝑦 (2)
γ = taxa de cisalhamento (s-1)
∆v = diferença de velocidade entre duas camadas (m/s) ∆y = distância entre as camadas (m)
A Figura 1 apresenta mais detalhadamente os conceitos mencionados sobre taxa de cisalhamento. A taxa de cisalhamento depende da diferença entre a velocidade entre as duas placas e distância entre elas. Uma placa é estacionária e a outra é móvel, portanto, a velocidade vai aumentando quando se aproxima da placa móvel, até atingir uma velocidade máxima. Uma foça está sendo aplicada para o lado direito e o perfil da tensão cisalhante se mantém uniforme entre as placas.
Figura 1 – Fluido viscoso entre placas cisalhado por uma força aplicada na placa superior.
Os fluidos nos quais a tensão de cisalhamento é diretamente proporcional à taxa de deformação são conhecidos como fluidos newtonianos. Os fluidos não-newtoniano são aqueles nos quais a tensão cisalhante não é diretamente proporcional à taxa de deformação (FOX et al., 2006).
2.3.2.3 Viscosidade Aparente
A viscosidade aparente é a viscosidade do fluido quando medida a uma determinada taxa de cisalhamento, que, no caso dos fluidos de perfuração. No modelo reológico plástico de Bingham, pode-se calcular a viscosidade aparente a partir do valor medido em um viscosímetro rotacional (FÉLIX, 2007).
2.3.2.4 Viscosidade Plástica
A viscosidade plástica mede a resistência interna exercida por um fluido para fluir, resultando da interação dos sólidos presentes em um fluido de perfuração. Quando o teor de sólidos aumenta, a fricção entre as partículas aumenta (FÉLIX, 2007).
2.3.2.5 Limite de Escoamento
“O limite de escoamento representa o esforço requerido para iniciar um fluido em movimento. É um indicador das forças de atração entre as partículas quando o fluido está em movimento” (SHIROMA, 2012, p.24).
2.3.2.6 Força gel
A tensão mínima necessária para provocar o escoamento do fluido, após um período em repouso, é superior ao limite de escoamento real. A diferença entre esses dois valores é denominada de força gel, que representa a força resistiva desenvolvida pela formação do estado gel durante o repouso (MACHADO, 2002).
final para o fluido reiniciar o escoamento, após um período em repouso.
2.3.3 Parâmetros de filtração
A formação de uma camada de partículas sólidas úmidas sobre as rochas permeáveis expostas pela broca é chamada de reboco, e é de fundamental importância para a perfuração e a completação de um poço. A formação do reboco ocorre com o influxo da fase líquida do poço para a formação, denominado de filtração. É essencial que o fluido tenha uma fração razoável de partículas com dimensões ligeiramente menores que as dimensões dos poros das rochas expostas. A fase líquida do fluido, filtrado, invade a rocha quando existem partículas sólidas com dimensões adequadas, pois a obstrução dos poros é rápida (VITAL, 2005).
A permeabilidade do reboco depende da distribuição do tamanho de partículas na lama e das condições eletroquímicas. Quanto mais partículas houver no intervalo de tamanho coloidal, menor a permeabilidade do reboco. A presença de sais solúveis nas lamas argilosas aumenta bastante a permeabilidade do reboco, mas certos coloides orgânicos permitem que permeabilidades baixas do reboco sejam obtidas (CAENN et al., 2014).
2.3.4 Concentração hidrogeniônica (pH)
O pH dos fluidos de perfuração é geralmente mantido no intervalo alcalino baixo, isto é, de 7 a 10. O objetivo principal é reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas (THOMAS et al., 2001).
A medição de pH é feita fazendo a comparação da cor desenvolvida pela imersão de uma tira de papel impregnada com certos corantes (indicadores) com padrões de cores de referência. Se o fluido tiver uma concentração alta de sais dissolvidos, ou for intensamente colorido, o método colorimétrico não é satisfatório, mas existe o método eletrométrico, constituído de um eletrodo de vidro, e é utilizado para fornecer resultados confiáveis na maioria das lamas (CAENN et al., 2014).
Os aditivos são produtos que conseguem fazer com que a perfuração ocorra de um modo seguro e com maior eficiência.
“Escolher os aditivos do fluido de perfuração a ser utilizado em determinado poço não é uma tarefa simples, visto que a escolha destes é feita a partir das características e exigências do poço a ser explorado” (MATOS et al., 2015, p 2).
2.4.1 Alcalinizante
Tem como função controlar o grau de acidez ou alcalinidade do fluido de perfuração. Como agente alcalinizante foi utilizado, nos fluidos de perfuração deste trabalho, o óxido de magnésio.
2.4.2 Bactericida
A contaminação bacteriana dos fluidos de perfuração contribui para um grande número de problemas. A formulação dos fluidos contém polímeros à base de açúcares, e estes proporcionam uma fonte de alimentação eficaz para populações bacterianas. As bactérias podem levar a uma degradação direta da lama (CAENN et al., 2014).
Para evitar esta degradação são adicionados aditivos bactericidas. Nos fluidos realizados neste trabalho foi utilizado a Triazina como agente bactericida.
2.4.3 Inibidor de argila
A estabilidade do poço precisa ser mantida durante a perfuração, especialmente em folhelhos sensíveis à água e formações argilosas, pois as rochas dentro desses tipos de formações absorvem o fluido utilizado na perfuração. Essa absorção que ocorre faz com que a rocha inche, podendo levar ao colalpso do poço (CAENN et al., 2014).
Os sais atuam de maneira a reduzir o escoamento hidráulico para a formação, devido principalmente a viscosidade dos seus filtrados e por estimular o escoamento de água da formação argilosa para o fluido de perfuração. É este escoamento inverso que reduz a hidratação
estabilidade desejada (GUIMARÃES, 2007).
Para evitar o inchamento das argilas, são adicionados aos fluidos de perfuração inibidores de argila. Como agentes inibidores de argila foram utilizados, nos fluidos de perfuração deste trabalho, o cloreto de sódio (NaCl) e um polímero catiônico.
2.4.4 Obturante
Os obturantes são necessários para controlar a perda de circulação durante a perfuração. Como agente obturante foi utilizado, nos fluidos de perfuração deste trabalho, o carbonato de cálcio (CaCO3).
2.4.5 Lubrificante
Tem como finalidade reduzir o atrito do fluido ao passar nas paredes do poço e na coluna de perfuração. Exemplo de lubrificantes utilizados são óleos, líquidos sintéticos, grafites, surfactantes, glicóis e glicerina.
2.4.6 Redutor de filtrado
Ao se perfurar um poço de petróleo, ocorrem perdas de fluido, sobretudo em formações fraturadas. Para evitar que ocorra alguma perda são utilizados redutores de filtrado, pois promovem a melhoria do reboco nas paredes dos poços. O amido é o componente mais utilizado como redutor de filtrado (SHIROMA, 2012).
Como agentes redutores de filtrado foram utilizados, nos fluidos de perfuração deste trabalho, Carboximetilcelulose (CMC ADS), Hidroxi Propil amido (HPA) e Policelulose aniônica.
Os viscosificantes possuem o objetivo de aumentar a viscosidade com o intuito de melhorar a limpeza do poço e suspensão de sólidos.
Os compostos poliméricos possibilitam combinar as propriedades de duas ou mais matérias-primas com características diferentes, visando obter um produto com propriedades adequadas. Com os polímeros é possível obter um composto que possibilite o aumento das viscosidades aparente e plástica e a diminuição do volume filtrado. Como exemplo de um polímero com a capacidade de melhorar a viscosidade e diminuir o filtrado tem-se o Carboximetilcelulose (CMC) (SHIROMA, 2012).
Como agentes viscosificantes foram utilizados, nos fluidos de perfuração deste trabalho, Goma Xantana, Carboximetilcelulose (CMC) e Argila Atapulgita.
2.5 ARGILOMINERAIS
CAENN et al. (2014) definiram que os argilominerais têm natureza cristalina, e a estrutura atômica dos cristais é o principal fator que determina suas propriedades. A maioria das argilas têm uma estrutura do tipo mica. Seus flocos são compostos por minúsculas lamelas cristalinas, normalmente empilhadas face a face. Uma única lamela é chamada camada unitária e consiste em:
1. Uma folha octaédrica composta de átomos de alumínio ou magnésio em coordenação octaédrica com átomos de oxigênio, como mostrado na Figura 2.
Figura 2 – Folha octaédrica da Brucita.
2. Uma ou duas folhas de tetraedros de sílica, cada átomo de silício sendo coordenado com quatro átomos de oxigênio, como mostrado na Figura 3.
Figura 3 – Ligação entre uma folha octaédrica e duas folhas tetraédricas por meios de átomos de oxigênio.
Fonte: CAENN et al., 2014.
Existem diferentes grupos de argilominerais, como esmectita, caulim, ilitas, cloritas e atapulgita.
O mineral mais comum no grupo de minerais caulim é caulinita. As propriedades físicas e químicas do caulim determinam seu uso como mineral industrial. Esses usos são governados por vários fatores, incluindo as condições geológicas sob os quais o caulim é formado, a composição mineralógica do depósito de caulim e as propriedades físicas e químicas. Há muito pouca substituição na estrutura e, portanto, tem uma carga de camada mínima e uma baixa capacidade de troca de base. Os cristais de caulinita são pseudo-hexagonais. A viscosidade dos produtos caulim depende do conteúdo mineral, tamanho, forma e distribuição das partículas
O grupo esmectita de argilominerais consiste em vários minerais de argila, mas os mais importantes industrialmente são montmorilonita sódica e montmorilonita de cálcio. A ocorrência mais comum desses dois minerais é a bentonita. Ambas as folhas octaédricas e tetraédricas podem ter substituições, o que cria um desequilíbrio de carga das camadas. O tamanho das partículas finas, a alta carga da camada e a grande área superficial da montmorilonita sódica, quando dispersos em água, resultam em uma viscosidade e tixotropia muito altas. Isto, juntamente com a elevada capacidade de inchamento, torna a montmorilonita sódica o ingrediente mais importante e necessário nos fluidos de perfuração de água doce (MURRAY, 2000).
2.5.1 Atapulgita
A estrutura e a forma das partículas da atapulgita são completamente diferentes dos minerais do tipo mica. Elas consistem em grupos de ripas que se separam em ripas individuais quando misturadas com água. As propriedades reológicas das suspensões de atapulgita são dependentes da interferência mecânica entre as ripas longas, em vez das forças eletrostáticas interpartículas. Por essa razão, a atapulgita é um excelente agente de suspensão em água salgada (CAENN et al., 2014).
As principais características da atapulgita estão relacionadas a alta superfície específica (geralmente entre 125 m2/g e 210 m2/g), alta capacidade de sorção, poder descorante, inércia química e capacidade de se tornar tixotrópico na presença de eletrólitos (BALTAR et al., 2009). As partículas alongadas da atapulgita variam em comprimento de cerca de 1 a 10 mm e têm aproximadamente 0,01 mm de diâmetro (MURRAY, 2006).
Paligorsquita e atapulgita são termos sinônimos para o mesmo mineral de silicato de alumínio e magnésio hidratado. A sepiolita é quase estrutural e quimicamente idêntica à paligorsquita, o que difere é a presença de uma célula unitária ligeiramente menor (MURRAY, 2000).
As boas propriedades absorventes e a forma alongada tornam a paligorsquita e a sepiolita muito úteis para aplicações ambientais como argilas de barreira (MURRAY, 2000).
areia de gato, tinta, pastas para ração de animais, antiaglomerantes, suportes catalizadores, cerâmicas, cosméticos, medicamentos e entre outros.
3 ESTADO DA ARTE
Este capítulo mostrará dois estudos realizados com o argilomineral atapulgita em fluidos de perfuração.
3.1 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE ATAPULGITA
NEAMAN e SINGER (2004) realizaram um estudo com a atapulgita da mina Sacalum em Iucatã, México, e avaliaram a aplicabilidade como lama de perfuração. Com os resultados obtidos, foi mostrado que as propriedades reológicas das suspensões de argila são adequadas para preparar lamas de perfuração. Eles realizaram teste de Difração de Raios X e Espectrometria de emissão atômica com plasma indutivamente acoplado.
Em um dos resultados, eles comparam os valores da viscosidade aparente de três amostras de atapulgita. Utilizaram amostras de Sacalum, Flórida e Geórgia com duas concentrações de atapulgita, 3% e 5%. Com 3% de atapulgita da amostra de Sacalum a viscosidade foi 4,12 cP, porém com 5% a viscosidade teve um aumento para 16,63 cP. As outras amostras também obtiveram um aumento da viscosidade aparente com o aumento da concentração de atapulgita.
3.2 INFLUÊNCIA DA CONCENTRAÇÃO DE SAL
BALTAR et al. (2009) realizaram um estudo para verificar a influência das propriedades físico-químicas de três tipos de atapulgita do Brasil para uso como componente do fluido de perfuração. As amostras utilizadas no estudo foram de Boa Vista, São Pedro Escura e São Pedro Clara. Eles realizaram testes de Fluorescência de Raios X, Difração de Raios X, Análise Termo-Gravimétrica, Microscopia Eletrônica de Varredura, Medidor de Partículas a Laser e Amplitude Sônica Eletro-Cinética.
Em um dos resultados, eles utilizaram 5% de atapulgita e observaram a influência que teve na viscosidade aparente ao aumentar a concentração de KCl. Com a amostra São Pedro Escura, o resultado de viscosidade aparente aumentou mesmo com o aumento da concentração
4 MATERIAIS E METÓDOS
Neste capítulo serão apresentados os matérias e métodos utilizados nesta pesquisa.
4.1 OBTENÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
Para obter os resultados necessários para este trabalho formulou-se 7 fluidos de perfuração, no Laboratório de Fluidos de Perfuração, Completação e Estimulação, localizado no Complexo Tecnológico de Engenharia - CTEC, pertencente a Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN).
O primeiro fluido foi o convencional (aquoso salgado) utilizado pela Petrobras, viscosificado com goma xantana e CMC. Nos demais fluidos foi utilizada a argila atapulgita, substituindo os viscosificantes Goma Xantana e CMC, nas concentrações de 3,5 lb/bbl e 17,5 lb/bbl. Além da variação da concentração de atapulgita, também foi variada a concentração de cloreto de sódio (NaCl), em 12 lb/bbl, 6 lb/bbl e 1,75 lb/bbl.
Foi utilizada a concentração de atapulgita de 3,5 lb/bbl porque foi o somatório das concentrações dos dois viscosificantes utilizados para o fluido de perfuração convencional, a goma xantana e o CMC. A concentração de 17,5 lb/bbl foi definida pelo trabalho de BALTAR et al. (2009), pois eles conseguiram obter um melhor resultado de viscosidade aparente com 5% de atapulgita.
A concentração de 12 lb/bbl de NaCl foi utilizada no fluido convencional, 6 lb/bbl foi a metade da concentração utilizada no fluido convencional e 1,75 lb/bbl foi devido ao resultado obtido por BALTAR et al. (2009), pois eles conseguiram aumentar a viscosidade do fluido com 5% de atapulgita e 5000 ppm de sal, com a atapulgita São Pedro escura. A Equação 3 mostra a conversão de ppm (partes por milhão) para lb/bbl, considerando que 1 mg/L = 1 ppm:
5000 𝑚𝑔 𝑙
𝑥
159 𝑙 1𝑏𝑏𝑙𝑥
1 𝑙𝑏𝑚 453600 𝑚𝑔=
1,7526455 𝑙𝑏𝑚 𝑏𝑏𝑙 (3)A atapulgita utilizada nos fluidos de perfuração deste trabalho foi da mina de São Pedro, Piauí, do tipo escura.
para o fluido de perfuração convencional.
Tabela 1 - Composição do fluido convencional aquoso salgado tratado com polímeros.
*QSP – Quantidade suficiente para o preparo.
Para testes de laboratório convencionou-se que 1 bbl corresponde a 350 mL e que 1 lbm (libra massa) é igual a 1 g.
Para calcular o volume de água necessário para completar uma solução com volume de 1 bbl (barril), foi realizado o seguinte cálculo, de acordo com a Equação 4:
𝜌 =𝑚 𝑣 → 𝑣 = 𝑚 𝜌 (4) ρ = massa específica (g/mL) m = massa (g) v = volume (mL) 𝑄𝑆𝑃 1 𝑔/𝑚𝑙+ 1,5 𝑔 1,5 𝑔/𝑚𝑙+ 2 𝑔 1,6 𝑔/𝑚𝑙+ 8𝑔 1,5 𝑔/𝑚𝑙+ 3𝑔 1,5 𝑔/𝑚𝑙+ 12𝑔 2,1 𝑔/𝑚𝑙+ 6𝑔 1,1 𝑔/𝑚𝑙 + 0,3𝑔 1,1 𝑔/𝑚𝑙+ 0,5𝑔 3,6 𝑔/𝑚𝑙 + 15𝑔 2,8 𝑔/𝑚𝑙+ 0,5 𝑔 0,95 𝑔/𝑚𝑙= 350 𝑚𝑙
Produto Função Concentração
(lb/bbl)
Massa específica (g/mL)
Água doce Meio dispersante QSP* 1,0
Goma Xantana Viscosificante 1,5 1,5
CMC Viscosificante/
Redutor de filtrado
2,0 1,6
Hidroxi propil amido (HPA)
Redutor de filtrado 8,0 1,5
Policelulose aniônica Redutor de filtrado 3,0 1,5 Cloreto de sódio (NaCl) Inibidor de argila 12,0 2,1
Polímero catiônico Inibidor de argila 6,0 1,1
Triazina Bactericida 0,3 1,1
Óxido de magnésio Alcalinizante 0,5 3,6
Carbonato de cálcio Obturante 15,0 2,8
Lubrificante Preventor de enceramento
QSP = 322,96 mL
O volume de água doce utilizado foi 322, 96 mL.
A Tabela 2 mostra os seis fluidos de perfuração realizados com a substituição da goma xantana e CMC pela atapulgita.
Tabela 2 – Composições dos fluidos com argila atapulgita.
Fonte: Autora.
Para preparar o fluido foi utilizado o agitador da marca Hamilton Beach. A Figura 4 mostra o agitador utilizado na preparação do fluido de perfuração.
Produto Fluido 2 (lb/bbl) Fluido 3 (lb/bbl) Fluido 4 (lb/bbl) Fluido 5 (lb/bbl) Fluido 6 (lb/bbl) Fluido 7 (lb/bbl) Água doce 323,81 318,21 326,66 321,06 328,69 323,09 Atapulgita 3,5 17,5 3,5 17,5 3,5 17,5 HPA 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 Policelulose 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 NaCl 12,0 12,0 6,0 6,0 1,75 1,75 Polímero catiônico 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 Triazina 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 Óxido de magnésio 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 CaCO3 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 Lubrificante 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Fonte: Autora.
Para cada produto adicionado foi necessário agitar no Hamilton Beach por 10 minutos. De acordo com o procedimento do American Petroleum Institute (API) para fluidos de perfuração aquosos, após a finalização do preparo, o fluido foi envelhecido em uma estufa Roller Oven por 16 horas, na temperatura de 180ºC. A Figura 5 mostra a estufa utilizada para envelhecer o fluido e a Figura 6 mostra a célula onde o fluido ficou armazenado durante o envelhecimento.
Figura 5 – Estufa Roller Oven.
Fonte: Autora.
Figura 6 – Célula armazenadora do fluido.
de iniciar a caracterização, o fluido deve ser agitado por 10 minutos, pois passou, aproximadamente, 24 h esfriando.
4.2 DETERMINAÇÃO DO PH
A primeira propriedade obtida do fluido de perfuração foi o pH. Para isso, foi utilizado o pHmetro digital de bancada (Figura 7). Para utilizar é necessário selecionar a opção MED, inserir os eletrodos no fluido filtrado a ser medido e aguardar enquanto o equipamento estabiliza sua medição.
Figura 7 – pHmetro digital de bancada.
Fonte: Autora.
4.3 DETERMINAÇÃO DA REOLOGIA
Para verificar a reologia foi utilizado um viscosímetro de modelo 800 da Ofite, como mostrado na Figura 8. O teste é necessário para poder obter os parâmetros reológicos através da rotação da amostra em diferentes velocidades. Foi possível obter a viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP) e o limite de escoamento (LE), com as leituras em 600, 300,
A amostra do fluido foi colocada de forma que o copo fique preenchido até a marca interna. O copo precisa ser elevado até os orifícios inferiores e ficar todo coberto com o fluido. Ligou-se o equipamento na velocidade de 600 rpm e esperou-se estabilizar o valor, para assim fazer a anotação. A chave do motor foi girada para cada velocidade (L600, L300, L200, L100, L6 e L3) que se desejava obter (AMOCO, 1994).
Para encontrar a viscosidade aparente, viscosidade plástica e limite de escoamento foi preciso utilizar as Equações 5,6 e 7, respectivamente:
VA (cP) = L600/2 (5) VP (cP) = L600 - L300 (6) LE (lbf/100 ft2) = L300 – VP (7)
Figura 8 – Viscosímetro.
Fonte: Autora.
como a mostrada na Figura 9.
A célula da balança foi preenchida até um nível que fique um pouco abaixo da borda. Fechou-se a célula com a tampa com a válvula aberta, para que o excesso de fluido possa ser liberado. Só após a liberação do fluido em excesso é que é preciso realizar o fechamento da válvula. Após a válvula ser fechada foi necessário realizar o procedimento de pressurização, no qual a bomba de pressurização estava com fluido de perfuração e foi encaixada na válvula da tampa. A válvula foi aberta e é aplicou-se uma força sobre o cilindro garantindo que a válvula ficasse aberta. A válvula foi fechada gradualmente e quando ocorreu totalmente foi necessário desconectar a bomba, tomando cuidado para que não ocorresse o vazamento do fluido. Depois dessas etapas, a célula foi colocada na balança e a medição foi obtida com o ajuste de acordo com a posição da bolha de nível (Figura 10) (AMOCO, 1994).
Quando a bolha foi centralizada é que foi possível anotar o valor obtido de peso específico, que é dado na unidade de lb/gal
Figura 9 – Balança densimétrica pressurizada.
Figura 10 - Indicador de nível de bolha.
Fonte: Autora.
4.5 DETERMINAÇÃO DO FILTRADO API
O filtrado API foi medido para saber o poder de infiltração do fluido nas paredes de um poço de petróleo, quando estiver pressurizado. O equipamento utilizado foi um filtro-prensa, como mostra a Figura 11, e precisa de um papel de filtro para simular as condições da parede do poço.
Encheu-se a célula até 1,5 cm do topo, posicionou-se no suporte e encaixou-se a tampa. Após esses passos, foi colocado uma proveta abaixo do tubo de saída para ser recolhido o volume de filtrado. Fechou-se a válvula de alívio e aplicou-se uma pressão de 100 psi no sistema por 30 minutos. Após o tempo ser finalizado, precisou-se fazer a limpeza do equipamento e retirar o reboco que ficou acoplado ao papel filtro. O volume de filtrado é dado em mL (AMOCO, 1994).
Fonte: Autora. Figura 12 – Manômetro.
5 RESULTADOS
Este capítulo mostras os resultados obtidos com todos os fluidos de perfuração realizados para este trabalho.
A Tabela 3 mostra os resultados obtidos com todos os fluidos.
Tabela 3 – Resultados obtidos com os fluidos realizados.
Parâmetro Fluido Conv. NaCl 12lb Atap. 3,5lb NaCl 12lb Atap. 3,5lb NaCl 6lb Atap. 3,5lb NaCl 1,75lb Atap. 17,5lb NaCl 12lb Atap. 17,5lb NaCl 6lb Atap. 17,5lb NaCl 1,75lb
Peso específico, lb/gal 10 8,8 8,6 8,6 9 8,9 8,8
L600 123 43 57 64 71 55 68 L300 85 24 34 39 42 32 42 L200 68 18 26 28 31 23 30 L100 47 10,5 15 16 18 14 18 L6 11 2 3 2 3 2,5 3 L3 9 1,5 2 2 3 2 3 VA, cP 61,5 21,5 28,5 32 35,5 27,5 34 VP, cP 38 19 23 25 29 23 26 LE, lbf/100ft2 47 5 11 14 13 9 16 Filtrado API, mL 4,5 6 5,5 5 4,1 3 3,9 pH do fluido 9,62 9,71 9,85 9,98 9,08 8,90 9,19 Fonte: Autora.
De acordo com a norma N-1967 da Petrobras, o fluido deve apresentar uma viscosidade aparente igual ou maior que 15 cP. Todos os fluidos realizados apresentaram uma viscosidade aparente superior a 15 cP (Tabela 3). Porém, os fluidos que obtiveram melhores resultados foram os fluidos com concentração de 17,5 lb/bbl de atapulgita e 12 lb/bbl de NaCl e o fluido com 3,5 lb/bbl de atapulgita e 1,75 lb/bbl de NaCl, de acordo com a Figura 13.
Fonte: Autora.
Em uma concentração menor de atapulgita (3,5 lb/bbl), houve mais influência do NaCl nas propriedades reológicas, pois só obteve um resultado bom na viscosidade aparente quando estava com uma concentração baixa de NaCl (1,75 lb/bbl), como mostra a Figura 14.
Figura 14 – Viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração de 3,5 g/350 mL de atapulgita.
Com maior concentração de atapulgita houve pouca influência do NaCl nas propriedades reológicas dos fluidos. Mesmo com uma concentração de 12 lb/bbl de NaCl, o fluido com maior concentração de atapulgita (17,5 lb/bbl) obteve o melhor resultado na viscosidade aparente, 35,5 cP, como mostra a Figura 15.
Figura 15 – Gráfico da viscosidade aparente em função da concentração de sal na concentração de 17,5 g/350 mL de atapulgita.
Fonte: Autora.
MURRAY (2006) explica que a forma alongada da atapulgita e sepiolita resulta em propriedades coloidais únicas, como a resistência a altas concentrações de eletrólitos. É devido a isso que as atapulgitas são mais utilizadas em poços que atingem formações salinas.
Observou-se na Tabela 3 que quando aumenta a concentração da atapulgita, o volume de filtrado diminui, por exemplo, com 3,5 lb/bbl de atapulgita e 12 lb/bbl de NaCl o volume de filtrado foi de 6 mL. Porém, quando aumentou a concentração de atapulgita para 17,5 lb/bbl e manteve a concentração de NaCl, o volume de filtrado reduziu para 4,1. MURRAY (2000) explica que a atapulgita (paligorsquita) não flocula e por isso mantém um volume constante que impede a permeabilidade. MURRAY (2006) explica ainda que partículas de paligorsquita e sepiolita não floculam devido ao assentamento impedido dos cristais alongados.
mantendo a concentração de NaCl, o pH da solução vai diminuindo, enquanto que o peso específico do fluido aumenta.
6 CONCLUSÃO
Conclui-se que a atapulgita é um aditivo ideal para fluidos que contenham sal, pois ela não sofre muita influência quando está em contato com o NaCl. Todos os fluidos realizados neste trabalho, que substituiu a goma xantana e o CMC por atapulgita, conseguiram resultados acima de 15 cP na viscosidade aparente. Onde, quanto maior a concentração de atapulgita, melhor foram os resultados tanto na viscosidade como na redução do volume de filtrado.
O melhor resultado da viscosidade aparente com atapulgita foi um pouco maior que a metade do que foi obtido com um fluido convencional. Provavelmente, ao aumentar ainda mais a concentração de atapulgita, pode-se chegar a um resultado mais próximo do fluido convencional, mas é necessário verificar até que ponto, aumentando a concentração de atapulgita, ainda será mais rentável que o polímero.
A argila atapulgita é ideal para perfurações com formações salinas e com fluido de perfuração que contenha sal. Mesmo que os resultados da viscosidade aparente não tenham sido tão próximos do resultado do fluido convencional, os fluidos com atapulgita alcançaram uma viscosidade acima de 15 cP, como é desejável pela norma Petrobras.
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