Reúso da água produzida na fabricação de fluidos de perfuração base emulsão inversa e sua influência nas propriedades do fluido

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CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO - PPGCEP

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

Reúso da água produzida na fabricação de fluidos de perfuração

base emulsão inversa e sua influência nas propriedades do fluido

Rafaelly Lira Cavalcanti Lima

Orientadora: Profª. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas

Natal/RN Novembro/2019

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Reúso da água produzida na fabricação de fluidos de perfuração base

emulsão inversa e sua influência nas propriedades do fluido

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo PPGCEP, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciência e Engenharia de Petróleo, sob a orientação da Profa. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas.

Natal/RN Novembro/2019

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Mestrado, UFRN, Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo. Área de Concentração: Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Meio Ambiente, Natal – RN, Brasil.

Orientadora: Profª. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas

RESUMO

A produção de petróleo tem um papel importante para a economia e para o desenvolvimento da sociedade. Entretanto, durante a exploração de petróleo, desde a perfuração até a produção, são gerados resíduos que precisam ser minimizados. Resíduos tóxicos são produzidos e não podem ser despejados arbitrariamente no meio ambiente. A busca pelo tratamento e reúso adequado para resíduos como fluidos de perfuração e água produzida impedem severos prejuízos. Na indústria petrolífera o fluido de perfuração é fundamental para uma perfuração adequada, onde se tem as pressões necessárias e a limpeza de poço desejada. Porém, os elevados volumes de fluidos após essa etapa de perfuração se tornam resíduos, assim como a água produzida na fase de exploração é um resíduo de elevado volume. Diminuir o passivo ambiental gerado na fabricação dos fluidos de perfuração, com a reutilização de água produzida na formulação dos fluidos base não aquosa contendo olefina sintética, mostra que a indústria de petróleo pode se reinventar e trabalhar para absorver seus próprios resíduos. Com isso, evita-se o consumo de água limpa nas novas formulações e reduz o volume final de resíduo, considerando as diferentes etapas até a produção de petróleo. O objetivo desse trabalho foi formular fluidos de perfuração utilizando água produzida e estudar as suas propriedades. Assim, fluidos de perfuração não aquosos foram formulados e testados nesse trabalho, contendo entre 20-40% de água produzida sem tratamento. A fase aquosa destes fluidos é normalmente constituída por uma salmoura, devido ao potencial de inibição exigido. O mesmo critério de inibição foi aplicado para a água produzida (AP), onde o inchamento da argila foi analisado, através de testes realizados no Linear Swell Meter, e comparado às salmouras aplicadas para fluidos não aquosos. A (AP) simulou um resíduo com óleo emulsionado, ou seja, apresentando um elevado grau de dificuldade em relação ao seu tratamento, água produzida real também foi aplicada. Através do planejamento experimental fatorial 33 _{pôde-se verificar a influência} do resíduo, e de aditivos como emulsificante e viscosificante nos parâmetros reológicos e estabilidade elétrica das emulsões. Um reômetro foi utilizado afim de se obter resultados de maior precisão em relação a reologia. Utilizou-se um potenciostato para análises de corrosão tanto nas águas produzidas como nos fluidos. Comparações entre os fluidos já usados atualmente e os preparados com as diferentes AP foram realizadas. Os testes demonstraram que embora corrosiva a água produzida, não afeta o potencial de corrosão dos fluidos de perfuração, pois o resíduo encontra-se emulsionado não sendo a fase molhável ou externa do fluido. Sabendo que o fluido de perfuração deve atender às necessidades da operação de perfuração, desenvolvendo suas funções de forma satisfatória em relação aos parâmetros reológicos como limite de escoamento, viscosidade plástica e géis. Um software comercial foi aplicado para simular a eficiência de limpeza de um poço com características offshore, em relação a sua geometria. De acordo com a simulação do direcional, a última fase corresponde ao poço aberto e tem início já no trecho horizontal de 90°. Os fluidos contendo a água produzida na formulação revelaram corrosão semelhante e desempenho equivalente aos atualmente aplicados. Para todas as vazões estudadas, a simulação apresentou limpeza satisfatória para os seguintes critérios: altura relativa dos cascalhos abaixo de 15% e concentração de sólidos abaixo de 6%. Diante dos resultados o

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Palavras-chave: Reúso de Água Produzida, Fluido de Perfuração, Fluido não Aquoso, Fluido Base Olefina.

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Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo. Linha de Pesquisa: Meio Ambiente, Natal – RN, Brasil.

Advisor: Profª. Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas

ABSTRACT

Oil production plays an important role for the economy and society development. However, the waste generated from the production to exploration need to be minimized, once that toxic waste is produced and cannot be disposed into the environment. The search for treatment and adequate reuse for waste such as drilling fluids and produced water prevent severe damage. In the oil industry, drilling fluid is critical for a good drilling, due to the required pressures and need to clean the well. However, the high volumes of fluids after this drilling stage become waste, just as the water produced in the production phase is a high volume residue. Reducing the environmental liabilities generated in the production of drilling fluids, with the reuse of water produced in the formulation of non-aqueous base fluids containing synthetic olefin, an example that the oil industry can reinvent itself and work to absorb their own waste. Thus, clean water consumption in the new formulations is avoided and reduces the final volume of waste, considering the different stages until oil production. The objective of this work was to formulate drilling fluids using produced water and study its properties. Thus, non-aqueous drilling fluids were formulated and tested in this study, containing between 20-40% of water produced without treatment. The aqueous phase of these fluids is usually constituted by a brine, due to the required inhibition potential. The same inhibition criterion was applied to the produced water (PW), being the clay swelling analyzed in a Linear Swell Meter, and compared the brines applied to non-aqueous fluids. The PW simulated a residue containing emulsified oil, thus, presenting a high degree of difficulty for its treatment. Through factorial experimental planning 33_{it was possible to verify the influence of the} residue, and additives such as emulsifier and viscosifying on the rheological parameters and electrical stability. A rheometer was used to obtain rheological data of great quality and a potentiostate was used for corrosion analyses of the produced water and fluids. Comparisons between the fluids already used today and those prepared with the different PW were performed. The tests showed that although the produced water was corrosive, it does not affect the corrosion potential of the drilling fluids because the residue was emulsified. Thus, since the drilling fluid must meet the needs of the drilling operation and develop its function satisfactorily in relation to rheological parameters such as flow limit, plastic viscosity and gels. Commercial software has been applied to simulate the cleaning efficiency of a well with offshore characteristics, in relation to its geometry. According to the directional simulation, the last phase corresponds to the open well and starts in a horizontal stretch of 90°. The fluids formulated with produced water revealed similar corrosion and performance equivalent to those currently applied. For all the flows studied, the simulation showed satisfactory cleaning for the following criteria: relative height of gravels below 15% and solid concentration below 6%. In view of the results the well was considered clean and with heterogeneous cleaning pattern, making it possible to be manufactured and used in addition to a promising alternative in the fluid area.

Keywords: Reuse of Produced Water, Drilling Fluid, Non-Aqueous Fluid, Olefina Base Fluid.

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“Não desampares a sabedoria, e ela te guardará; ama-a, e ela te protegerá. O princípio da sabedoria é: Adquire a sabedoria; sim, com tudo o que possuis, adquiri o entendimento.

Provérbios 4:6-7

“O temor do Senhor é o princípio da sabedoria, e o conhecimento do Santo a prudência.”

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AGRADECIMENTOS

Agradeço ao Senhor meu Deus por absolutamente tudo.

Aos meus pais Rogério Rocha Cavalcanti e Margareth Lira Cavalcanti, que me deram amor e que fizeram e fazem o que podem para que eu seja sempre uma pessoa cada vez melhor. Ao meu esposo Ewerton Riciere Pereira de Lima e a minha filha Elizabeth Valentina Lira de Lima, os grandes amores da minha vida.

À Professora Dra. Tereza Neuma de Castro Dantas, pela orientação, disponibilidade, dedicação, confiança e principalmente por ter me recebido de braços abertos e estar sempre disposta e agradável em todas as situações.

Aos meus irmãos Ramon Leandro, Ranielly Lira e Sandra Lúcia pela torcida, pelas orações. Sei o quanto vocês agradecem a Deus pelas minhas conquistas.

Aos amigos e professores Pedro Tupã e Dennys Correia pelas correções, ajuda e paciência na conclusão desse trabalho.

Aos amigos do LTT sempre dispostos a ajudar, Professor Dr. Alcides de Oliveira, Claúdio Lucas, Tycianne, Henrique Borges, Natália, Gregory, Joherbson, Daniel Nobre e Tâmara Gonçalves.

A Baker Hughes pelos treinamentos e experiências proporcionados em especial a Alan Rangel, Ana Silva e Lidiane Rocha.

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LISTA DE FIGURAS ... 13

1 INTRODUÇÃO ... 19

1.1 Objetivo geral ... 21

1.2 Objetivos específicos ... 22

2 ASPECTOS TEÓRICOS ... 24

2.1 Perfuração de Poços de Petróleo ... 24

2.2 Fluídos de perfuração ... 24

2.2.1 Principais Funções ... 26

2.2.2 Classificação ... 27

2.1.1.1 Fluidos de perfuração base aquosa (FBA) ... 28

2.1.1.2 Fluidos de perfuração base não aquosa (FBNA) ... 29

2.1.1.3 Fluidos de perfuração base gasosa ... 31

2.2.3 Propriedades dos fluidos de Perfuração ... 31

2.2.3.1 Densidade ... 32

2.2.3.2 Viscosidade ... 33

2.2.3.3 Filtrado ... 34

2.2.3.4 Teor de sólidos e líquidos ... 34

2.2.3.5 Razão Óleo/Água ... 35

2.2.3.6 Reologia e forças géis ... 35

2.2.3.7 Estabilidade Elétrica ... 36 2.2.3.8 Salinidade ... 37 2.2.3.9 Alcalinidade ... 37 2.3 Fundamentos de Reologia ... 38 2.3.1 Fluidos Newtonianos ... 41 2.3.2 Fluidos Não-Newtonianos ... 41 2.3 Emulsões ... 46

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2.5 Água Produzida ... 47

2.6 Olefina ... 49

2.7 Corrosão ... 49

3 ESTADO DA ARTE ... 53

4 METODOLOGIA EXPERIMENTAL ... 57

4.1 Reagentes, materiais e equipamentos ... 58

4.2 Caracterização da Olefina Comercial ... 60

4.2.1 Espectroscopia de absorção no Infravermelho (FTIR) ... 60

4.2.2 Analise por Cromatografia Gasosa (CG) ... 60

4.3 Obtenção da água produzida sintética ... 61

4.3.1 Teste de inibição para ajuste da salinidade ... 62

4.4 Fluidos de Perfuração ... 64

4.4.1 Preparação dos fluidos ... 64

4.4.2 Planejamento experimental fatorial ... 67

4.4.3 Testes realizados com os fluidos de perfuração ... 70

5. RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 84

5.1 Caracterização da Olefina ... 84

5.2 Teste de inibição da água produzida... 87

5.3 Planejamento experimental... 91 5.3.1 Limite de Escoamento ... 100 5.3.2 Viscosidade Plástica ... 104 5.3.3 Gel Inicial ... 107 5.3.4 Gel Final ... 111 5.3.5 Estabilidade Elétrica ... 115

5.4 Comparação entre os fluidos base olefina com diferentes fases aquosas ... 116

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6. CONCLUSÕES ... 129 7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 131 8. APÊNDICE ... 138

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Figura 2 - Fluxograma do Sistema de Limpeza do Fluido. ... 25

Figura 3 - Sistema de Processamento de Fluidos. ... 26

Figura 4 - Classificação dos fluidos de perfuração. ... 28

Figura 5 - Balança pressurizada FANN TRU-Wate Modelo 141. ... 33

Figura 6 - Funil Marsh Fann. ... 33

Figura 7 - Kit Retorta API. ... 34

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. ... 40

Figura 9 - (a) Curva de tensão de cisalhamento x Taxa de cisalhamento (b) Curva de viscosidade x Taxa de cisalhamento para fluidos Newtonianos. ... 41

Figura 10 - Curvas de Viscosidade: (A) Newtoniano; (B) Binghamiano ou plastico ideal; (C) Pseudoplástico (D) Dilatante. ... 42

Figura 11 - Fluxograma do Comportamento dos Fluidos Newtonianos e Não-Newtonianos. 43 Figura 12 - Desestabilização das emulsões. ... 47

Figura 13 - Esquema para obtenção de curvas de polarização. Eletrodo de Trabalho (ET); Eletrodo de Referência (ET) e Contra-Eletrodo (CE). ... 50

Figura 14 - Curva de Curva de polarização anódica (ia) e catódica (ic ) ... 51

Figura 15- Fluxograma da Metodologia Experimental Utilizada ... 57

Figura 16 - Diferentes etapas da confecção das pastilhas de argila a serem testadas no Linear Swell Meter – Fann. ... 63

Figura 17 - Equipamento Linear Swell Meter – Fann. ... 63

Figura 18 - Agitador Hamilton Beach Fann. ... 65

Figura 19 - (a) Roller Over; (b) Célula de Envelhecimento. ... 67

Figura 20 - Reômetro (Marca Anton Paar; Modelo MCR 302; Software Rheoplus da Anton Paar). ... 70

Figura 21 – Viscosímetro. ... 72

Figura 22 - Esquema de Equipamento para Filtrado HTHP. ... 73

Figura 23 - Kit Retorta para 10 mL. ... 74

Figura 24 - Equipamento Medidor de Estabilidade Elétrica. ... 78

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Figura 28 - Gráfico de inchamento da argila para diferentes salmouras. ... 88

Figura 29 – Inchamento da Argila em função da Porcentagem de Cloreto de Cálcio. ... 89

Figura 30 - Comparação da inibição das diferentes salmouras testadas em relação à Água .... 90

Figura 31 - Tensão x Taxa de Cisalhamento FBNA 4 (Ponto Ótimo) ... 95

Figura 32 - Gráficos dos Valores Preditos x Valores Observados para LE, VP, GI e GF. ... 97

Figura 33 - Gráfico dos valores Preditos x Observados para a Estabilidade Elétrica. ... 98

Figura 34 - Diagrama de Pareto para o LE, VP, GI e GF. ... 99

Figura 35 - Diagrama de Pareto para a Estabilidade Elétrica. ... 100

Figura 36 - Variação do limite de escoamento em função da RO/A e da concentração de emulsificante de todos os trinta sistemas testados em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional em LE. ... 102

Figura 37 - Variação do limite de escoamento em função da RO/A e da concentração de viscosificante em LE de todos os trinta sistemas testados em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional. ... 103

Figura 38 - Variação do limite de escoamento em função das concentrações de emulsificante e viscosificante em LE. (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional... 103

Figura 39 - Variação da viscosidade Plástica em função da RO/A e da concentração de emulsificante em VI (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional. ... 106

Figura 40 - Variação da viscosidade plástica em função da RO/A e da concentração de viscosificante em V2 (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional. ... 106

Figura 41 - Variação da Viscosidade Plástica em função das concentrações de emulsificante e viscosificante em V2 (a) superfície de resposta e (b) superfície bidimensional. ... 107

Figura 42 - GI1 – Variação dos géis iniciais em função da RO/A e da concentração de emulsificante (GI) em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional. ... 110

Figura 43 - Variação dos géis iniciais em função da RO/A e da concentração de viscosificante (GI) em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional... 110

Figura 44 - Variação dos géis iniciais em função das concentrações de emulsificante e viscosificante (GI) em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional... 111

Figura 45 - GF1 – Variação do gel final em função da RO/A e da concentração de emulsificante (GF) em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional. ... 113

Figura 46 - GF2 – Variação do Gel Final (GF) em função da RO/A e da concentração de viscosificante em (a) superfície de resposta e em (b) superfície bidimensional. ... 114

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Figura 48 - Gráficos comparativos das propriedades (a) Limite de Escoamento; (b) Viscosidade

Plástica; (c) Gel Inicial; (d) Gel Final. ... 118

Figura 49 - Gráficos comparativos das propriedades (a) Estabilidade Elétrica; (b) Filtrado; (c) Salinidade; (d) Cloretos. ... 119

Figura 50 - Gráficos (a) Afastamento Lateral do Poço Simulado; (b) Razão de Transporte para os três diferentes fluidos testados. ... 122

Figura 51 - Gráficos (a) Concentração Total de Cascalho; (b) Altura relativa dos cascalhos para os três diferentes fluidos testados. ... 123

Figura 52 - Curvas de Tafel. ... 125

Figura 53 - Gráfico da Taxa de Corrosão das Fases Aquosas. ... 127

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Tabela 1: Valores das propriedades desejáveis para os fluidos de perfuração. ... 36

Tabela 2: Modelos Matemáticos e Equações dos Modelos. ... 45

Tabela 3: Composição de uma água produzida proveniente da Bacia de Campos- RJ. ... 49

Tabela 4: Substâncias Utilizadas na Formulação da Água Produzida. ... 62

Tabela 5: Aditivos para Fluidos de Perfuração ... 64

Tabela 6: Concentrações dos Aditivos Utilizados na formulação dos fluidos ... 65

Tabela 7: Variáveis dos fluidos de perfuração e seus níveis no planejamento fatorial. ... 68

Tabela 8: Matriz codificada do planejamento fatorial 33_{, para formulação dos fluidos de} perfuração base olefina. ... 69

Tabela 9: Velocidade do Motor (RPM) e Correspondente Taxa de Cisalhamento. ... 71

Tabela 10: Dados da Caracterização da Olefina. ... 84

Tabela 11: Compostos mais significativos encontrados pela Cromatografia ... 86

Tabela 12: Dados de Inchamento e Inibição da argila em diferentes soluções. ... 88

Tabela 13: Dados de Inchamento e Inibição para todas as Salmouras testadas ... 91

Tabela 14: Matriz do planejamento fatorial 33_{para formulação dos fluidos de perfuração base} olefina tendo como variáveis Razão O/A (ROA), concentração de emulsificante (EMUL) e concentração de viscosificante (VIS). ... 93

Tabela 15: Resultados do Planejamento Experimental para os testes de densidade e estabilidade elétrica ... 96

Tabela 16: L1- Estimativas dos coeficientes de regressão e suas interações do LE ... 100

Tabela 17: ANOVA para o LE em função das variáveis RO/A e concentração do viscosificante e emulsificante. ... 101

Tabela 18: Validação do modelo empírico para o LE em função das variáveis RO/A e concentração do viscosificante e emulsificante. ... 101

Tabela 19: V1- Estimativas dos coeficientes de regressão e suas interações para VP ... 104

Tabela 20: ANOVA para a VP em função das variáveis RO/A e concentração do viscosificante e emulsificante. ... 105

Tabela 21: Validação do modelo empírico para o VP em função das variáveis RO/A e concentração do viscosificante e emulsificante. ... 105

Tabela 22: GI1- Estimativas dos coeficientes de regressão e suas interações do GI ... 108

Tabela 23: ANOVA para o GI em função das variáveis RO/A e concentração do viscosificante e emulsificante. ... 109

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Tabela 25: GF1- Estimativas dos coeficientes de regressão e suas interações no GF. ... 112

Tabela 26: ANOVA para a GF em função das variáveis RO/A, conc. emulsificante e conc. viscosificante. ... 113

Tabela 27: Validação do modelo empírico para o GF em função das variáveis RO/A, conc. emulsificante e conc. viscosificante. ... 113

Tabela 28: EE- Estimativas dos coeficientes de regressão e suas interações na E.E. ... 115

Tabela 29: A composição dos fluidos no ponto ótimo, variando somente ao tipo de fase aquosa. ... 116

Tabela 30: Resultado dos testes realizados nos fluidos contendo as concentrações encontrada no ponto ótimo para as diferentes fases aquosas dos fluidos a base de olefina. ... 116

Tabela 31: Análise Térmica do Fluido FBNA_S ... 120

Tabela 32: Análise Térmica do Fluido FBNA_AS ... 121

Tabela 33: Análise Térmica do Fluido FBNA_AR ... 121

Tabela 34: Dados de Corrosão para as fases aquosas ... 126

Tabela 35: Dados de Corrosão para os fluidos de perfuração ... 126

Tabela 36: Propriedades das Soluções de Cloreto de Cálcio a 20°C ... 138

Tabela 37: Propriedades das Soluções de Cloreto de Sódio a 20°C ... 139

Tabela 38: Propriedades Reológicas dos Fluidos do Sistema Americano de unidades ... 140

Tabela 39: Limites Unilaterais de Distribuição F de Ficher-Snedecor ao nível de 5% de probabilidade. ... 141

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CAPÍTULO 1

Introdução

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Rafaelly Lira Cavalcanti Lima Dissertação de Mestrado

1 INTRODUÇÃO

A produção de petróleo é importante para a economia e para o funcionamento das atividades da sociedade. Até os derivados de petróleo serem disponibilizados nas indústrias químicas ou nos postos de combustíveis, inúmeras etapas são necessárias. Entre elas a prospecção, desenvolvimento, exploração, transporte, refino e petroquímica.

Em toda cadeia produtiva do petróleo existem impactos ambientais que precisam ser minimizados. Como exemplos os fluidos de perfuração, que necessitam de disposição final após a sua utilização e a água que é produzida associada ao petróleo, conhecida como “água de produção” ou “água produzida” (CAVACO et al., 2005).

Tanto as águas produzidas como os fluidos de perfuração devem atender à legislação específica no tocante à sua disposição final. O fluido de perfuração é um passivo ambiental significativo, onde a sua complexa composição é influenciada por inúmeros fatores, essa significância é atribuída em parte ao excessivo volume gerado por cada poço (IBAMA, 2014). O problema ambiental é antigo, consequência dos resíduos gerados que se caracterizam como tóxicos, que não podem ser dispensados e/ou depositados arbitrariamente no meio ambiente. Rigorosos e agressivos prejuízos podem ser causados pela aplicação do descarte inadequado ao resíduo (IBAMA, 2014). Na indústria considera-se o fluido de perfuração um significativo resíduo após a sua utilização, seja ele base água ou base orgânica, incluindo entre as bases oleosas sintéticas a olefina, que é a mais recentemente empregada. O grande volume de água limpa gasto na fabricação dos fluidos de perfuração seja ele aquoso com 90% de água ou como emulsão inversa, onde o volume de água pode corresponder a 40-50%, é um problema em relação ao meio ambiente que ocorre já na fase inicial da perfuração, pois posteriormente essa água precisará de tratamento. (DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006).

Desta forma, se a água produzida, que já é um problema em função da necessidade de tratamento, para remoção do óleo disperso, dos sais dissolvidos, das partículas em suspensão, da matéria orgânica, do sulfeto de hidrogênio, dos gases dissolvidos, dióxido de carbono e contaminantes tóxicos cujos processos são de alto custo (LIMA, 2008), outro problema observado é o entupimento dos poros devido a reinjeção de água produzida, sem tratamento. A possibilidade de reúso da AP como é recebida nas plataformas, traria benefícios e economia ao processo. Essa água, ainda sem tratamento, poderá ser usada como a água para fabricação dos fluidos, pois como ela permanecerá emulsionada durante toda a perfuração, não entrará em contato com a formação e não será descartada ao final dessa etapa. A AP com esse reúso não

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constitui um risco para o processo. Com isso, um passivo ambiental se transforma em um produto de maior valor agregado, e o custo com tratamento, e o gasto com água limpa são evitados.

O Fluido de perfuração define-se como um fluido que circula por todo o poço, entrando pela coluna e retornando pelo espaço anular, sendo usado na perfuração rotativa de poços para trazer os detritos das rochas cortadas pela broca até a superfície (FINK, 2015). Misturas complexas de líquidos (água ou óleo), sólidos, produtos químicos (aditivos) e gases, constituem o fluido de perfuração. Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de dispersão coloidal, suspensão ou emulsão, de acordo com os componentes (THOMAS, 2004).

Entre as indispensáveis atribuições dos fluidos, pode-se ressaltar: remoção dos cascalhos gerados na perfuração, garantir lubricidade, estabilizar as paredes do poço, resfriar a broca e demais equipamentos evitando desgaste por corrosão e assegurando confiabilidade aos dados sobre a formação adquiridos durante a perfuração (LYONS, 2011).

Os fluidos normalmente são classificados conforme sua base principal, que constitui a fase contínua; podendo o fluido ser aquoso, não aquoso ou gasoso. Desta maneira os componentes (aditivos) podem apresentar as mesmas características em relação a sua molhabilidade a água ou ao óleo. Os fluidos de perfuração não aquosos podem possuir apenas a fase oleosa, não sendo uma emulsão, o que devido ao dispendioso custo é evitado, ou serem classificados de acordo com a sua fase contínua, aquosa ou se não aquosa, com a base orgânica como a fase externa, ou molhável de uma emulsão (ASME, 2011; LAKE, 2006). Os fluidos aquosos são normalmente preparados na locação enquanto que os não aquosos são preparados nas estações de fluidos e recebidos nas sondas ou plataformas onde serão utilizados. Isso ocorre devido à necessidade de melhores taxas de cisalhamento para a emulsificação do fluido, que é algo importante no seu preparo, pois influencia diretamente na estabilidade da emulsão (DALTIN, 2011), e que não é possível de se obter nos tanques de preparação de fluidos das sondas, seja ela terrestre ou marítima. Essa estratégia em relação ao local de preparação é aplicada para que o fluido já apresente condições iniciais satisfatórias, dentro dos limites pré-estabelecidos no programa, embora apenas após o seu envelhecimento, ou após sua passagem pelos jatos da broca, onde são submetidos a altas taxas de cisalhamento, se obtém as melhores condições do fluido, fato observado em campo sempre que se utiliza um fluido emulsionado pela primeira vez.

Atualmente, no Brasil, os fluidos emulsionados vêm sendo amplamente utilizados, onde se tem como base orgânica as olefinas internas, que são mais reativas do que as parafinas

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anteriormente utilizadas e que garantem àquela base orgânica características superiores de biodegradabilidade. Os fluidos sintéticos garantem vantagens em relação aos fluidos aquosos como maior lubricidade, inibição e menor volume de filtrado.

Embora o custo com a fabricação dos fluidos seja “baixo” considerando a perfuração como um todo, eventuais problemas que venham a surgir no decorrer da operação pelo mau desempenho do fluido, são responsáveis por aumentar significativamente esse custo (GRAY & DARLEY, 2014; CANUTO, 2016).

Este trabalho pretende utilizar a água produzida como fase aquosa na formulação de fluidos de perfuração de base olefina, evitando a utilização de água limpa e salmoura para esta finalidade, reduzindo o custo com o tratamento de AP. A inclusão da água produzida na formulação de fluidos base emulsão inversa em substituição a salmoura, exige testes que assegurem uma inibição compatível da AP e desempenho semelhante ao fluido.

A dissertação foi distribuída em oito capítulos. Neste primeiro capítulo, apresenta-se o contexto da dissertação, destacando a relevância do petróleo para a sociedade e os impactos dos resíduos gerados na sua produção. No capítulo 2, faz-se uma breve fundamentação teórica a respeito da importância da perfuração e a influência e importância dos fluidos de perfuração para o sucesso da operação. No capítulo 3, tem-se o estado da arte, no qual são apresentados os trabalhos mais relevantes envolvendo assuntos relacionados ao tema desenvolvido nessa dissertação. No capítulo 4 estão apresentados os materiais e procedimentos utilizados para no desenvolvimento deste trabalho. No capítulo 5 discute-se e apresenta-se os resultados obtidos neste estudo. Além de alguns testes adicionais que demonstram que é possível aplicar o fluido formulado com água produzida como fase emulsionada sem prejuízos para a perfuração. No capítulo 6 apresenta-se as conclusões obtidas com a realização deste trabalho, seguido das referências bibliográficas e apêndice.

1.1 Objetivo geral

Reúso da água produzida na fabricação de fluidos base emulsão inversa visando reduzir o passivo ambiental (Resíduo) gerado na produção de água contaminada e pela demanda de fluidos de perfuração, evitando o uso de água limpa na fase aquosa dos fluidos de perfuração.

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1.2 Objetivos específicos

 Verificar se a água produzida apresenta inibição compatível com as fases aquosas já utilizadas para fluidos base olefina.

 Estudar a influência dos constituintes presentes no fluido por meio de propriedades reológicas e da estabilidade elétrica das emulsões.

 Analisar se um fluido sintético contendo água produzida atende as características necessárias para um fluido de perfuração.

 Utilizar equipamentos mais precisos em substituição/comparação aos utilizados em campo afim de obter resultados preditivos de maior confiabilidade, na tentativa de tornar o estudo uma alternativa real, no sentido de contribuição para o meio ambiente.

 Simular um resíduo com elevado grau de dificuldade em relação ao seu tratamento, contendo óleo sob a forma emulsionada, para verificar a influência deste nas propriedades do fluido testado.

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CAPÍTULO 2

Aspectos teóricos

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2 ASPECTOS TEÓRICOS

2.1 Perfuração de Poços de Petróleo

A perfuração é uma importante etapa na busca de petróleo. Ocorre em locais previamente determinados pelas pesquisas geológicas e geofísicas. Inicia-se a perfuração através de um poço (pioneiro) pelo uso de uma sonda para realização da perfuração. Se constatada a existência de petróleo, outros poços são perfurados com o intuito de delimitar a extensão. Estes são conhecidos como poços de extensão ou delimitatórios, para se julgar a extensão da jazida. Isso dará informação sobre a viabilidade da produção, ou não, do petróleo naquele local.

Durante a etapa de perfuração o único constituinte que está em direto contato com o poço durante toda a operação de perfuração é o fluido de perfuração (LAKE, 2006). O fluxograma representado pela Figura 1 mostra o caminho percorrido pelo fluido durante a etapa de perfuração.

Figura 1 - Fluxograma do Sistema de Circulação do Fluido de Perfuração.

Fonte: Próprio Autor (2019).

2.2 Fluídos de perfuração

Segundo Darley & Gray (1988), definem-se fluidos como matérias multifásicas contendo líquidos, orgânicos, água, sólidos em suspensão e sais dissolvidos em diversas proporções, proporcionando a retirada dos cascalhos (sólidos) gerados durante a perfuração.

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perfuração (API, 1979); logo, todo líquido circulado, ou bombeado, da superfície pelo interior da coluna até a broca, através do poço, retornando pelo espaço anular numa operação de perfuração pode ser chamado de fluido de perfuração. Ao retornar o fluido traz os pedaços de rocha cortados pela broca, chamados de “cascalho”.

O IBAMA define fluidos de perfuração como sendo misturas complexas de líquidos, produtos químicos, sólidos, gases, utilizadas na perfuração de poços, com as finalidades indispensáveis de conduzir o cascalho gerado para a superfície, lubrificar e resfriar a broca e promover a pressão hidrostática suficiente para se evitar o colapso do poço (IBAMA, 2014).

A Figura 2 mostra o sistema de limpeza do fluido para a retirada dos cascalhos que se inicia nas peneiras, até o descarte dos cascalhos nas caixas coletoras.

Figura 2 - Fluxograma do Sistema de Limpeza do Fluido.

A Figura 3 mostra o sistema de processamento do fluido na superfície desde a sua saída do poço passando pelas peneiras até o seu retorno ao tanque de sucção e ao poço.

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Figura 3 - Sistema de Processamento de Fluidos.

Fonte: Arquivos de Cursos Petrobras Adaptado (2019).

O custo de procurar reservas de hidrocarbonetos torna-se mais caro quando a perfuração ocorre em alto-mar, em águas profundas e em ambientes hostis. Esses ambientes de perfuração exigem fluidos que se sobressaiam no desempenho, onde a avaliação de todos os principais parâmetros relacionados a limpeza do poço sejam confiáveis. Em termos simples, a eficácia de um fluido também é avaliada por sua influência no custo geral do poço (DRILLING FLUIDS REFERENCE MANUAL, 2006). Devido a isso, os fluidos a base de olefina são escolhidos para ambientes onde a perfuração exige grande estabilidade do fluido.

2.2.1 Principais Funções

Para que um poço de petróleo seja perfurado com sucesso, o fluido de perfuração precisa atender às necessidades da perfuração, desenvolvendo suas funções de forma adequada. Portanto, podem ser resolvidos inúmeros problemas na perfuração de poços de petróleo quando se tem um fluido de perfuração adequado, que seja capaz de atender todas as necessidades do poço em relação a capacidade de limpeza, a depender da geometria ou taxa de perfuração, bem como garantir a hidrostática adequada. Mas há uma complexa interação entre elementos e condições envolvidas durante a formulação de um fluido de perfuração, como determinação das propriedades necessárias e relação com os parâmetros de perfuração do poço. Em função disso os fluidos de perfuração apresentam propriedades dependentes do

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tempo, que é o produto direto da sinergia entre os vários aditivos que compõem a formulação dos fluidos, considerando as características de cada aditivo, especialmente em condições de poço onde os efeitos da temperatura e pressão são bem pronunciados. Estes aditivos são diferentes em tamanho, energia superficial, atividade química e densidade. Derivar o conhecimento dos dados desses parâmetros para desenvolver uma relação funcional entre eles é uma tarefa desafiadora que requer técnicas avançadas, bem como intuição e experiência humanas (AGWU; et al.,2018).

Sendo assim pode-se citar como as principais funcionalidades do fluido de perfuração:  Limpeza de Poço e Transporte de cascalhos;

 Evitar influxo dos fluidos da formação;  Manter inibição a estabilidade Química;  Segurança e gelificação durante as manobras;  Manter a estabilidade da formação;

 Evitar danos futuros à formação produtora;  Resfriar e lubrificar os equipamentos;

 Transmitir potência hidráulica para equipamentos e broca;  Garantir avaliação adequada dos dados da formação;  Manter caliper do poço, facilitando cimentação;  Reduzir o impacto ao meio ambiente;

2.2.2 Classificação

Os fluidos podem ser apontados como aquosos (base água), não aquosos (base sintética, base orgânica ou oleosos), ou gasosos (ASME, 2011). A Figura 4, representa um fluxograma com os tipos de fluidos e suas subdivisões mais comuns. Cada fluido deve ser projetado para atender as exigências da formação, evitando reagir com a rocha com a qual entrará em contato, sendo mantida, dessa maneira, a estabilidade do poço.

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Figura 4 - Classificação dos fluidos de perfuração.

2.1.1.1 Fluidos de perfuração base aquosa (FBA)

Segundo Darley e Gray (2014) O primeiro fluido de perfuração utilizado foi a água, ainda no Egito próximo ao ano de 3000 A.C. O fluido base água também foi o primeiro tipo de fluido de perfuração a ser utilizado na indústria de petróleo; o desenvolvimento da tecnologia de fluidos ocorreu junto com a da perfuração de poços de petróleo.

Segundo Amorim (2003), A água presente nos fluidos aquosos pode ter diferentes origens e componentes, podendo ser salina ou não e contendo ou não minerais. Estes fluidos podem possuir acima de 90% de água em sua composição, os demais percentuais são de aditivos como inibidores, viscosificante, alcalinizantes, obturantes e adensantes.

Embora em poços complexos se empreguem os fluidos oleosos com maior constância, devido à maior estabilidade exibida por estes, as restrições em relação a este tipo de fluido estimulam o desenvolvimento dos fluidos aquosos de alto desempenho e custo (Fluidos de alta performance), devido às limitações e aos entraves ambientais cada vez maiores no tocante ao fluido não aquoso (EL-SUKKARY et al.,2014)

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2.1.1.2 Fluidos de perfuração base não aquosa (FBNA)

Fluidos não aquosos podem conter apenas a base orgânica ou serem emulsões inversas que apresentam uma complexa reologia, sendo a fase externa ou a fase molhável a base orgânica sintética, ou não, este se caracteriza com FBNA. As emulsões em geral possuem duas fases, sendo uma aquosa emulsionada e outra oleosa externa.Estes foram desenvolvidos para reduzir problemas relacionados à reação com as argilas da formação pois, apresentam maior segurança em termos de garantia da estabilidade dos poços, devido a não exibir problemas em relação a inchamento, temperatura de fundo do poço, contaminantes, corrosão, torque elevado. Fluidos de base oleosa habitualmente possuem a proporção óleo/água de 65/35 a 95/5 (LAKE, 2006). A proporção varia muito em relação as necessidades específicas de cada poço ou formação.

Inicialmente se utilizava como fluido oleoso o diesel hoje proibido posteriormente passou a se usar bases menos agressivas. O primeiro éster aplicado como fluido de perfuração não aquoso ou oleoso foi em março de1990 na costa da Noruega, o que ficou conhecido como “primeira geração” de fluidos sintéticos, composta pelos acetatos, ésteres, éteres e polialfaolefinas. No final da década de 90 diversas pesquisas deram origem a chamada “segunda geração” de fluidos de perfuração sintéticos, composta por alquilbenzenos lineares, alfa olefinas lineares (LAO), olefinas internas e parafinas lineares (FRIEDHEIM; CONN, 1996).

Estudos realizados na Noruega, empregando leitos de mar simulados indicaram que, quando se consideram simultaneamente os efeitos combinados de degradação do fluido e do impacto na fauna marinha, as LAO e os ésteres de ácido graxos insaturados são os menos prejudiciais ao ambiente oceânico. Contudo, os desenvolvimentos da segunda geração, que objetivavam a redução dos custos, trouxeram um aumento na toxidade em relação aos fluidos da geração anterior (PATTIN, 1999).

Os fluidos à base de óleo e sintéticos frequentemente são usados em ambientes de alta complexidade ou aplicações especiais. Os fluidos são comulmente preparados como emulsões de água salgada em uma base orgânica. O sistema utilizando olefina, tornou-se um substituto eficaz e ambientalmente aceitável para a perfuração atual no Brasil.

Porém estes podem apresentar diversas nomenclaturas, como fluido base emulsão inversa, oleosos ou sintéticos, ou simplesmente fluidos não aquosos como será chamado durante os demais capítulos.

Observa-se como as principais características e vantagens apresentadas pelos fluidos não aquosos, em relação aos fluidos aquosos, as seguintes:

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 Estabilidade e Inibição de Folhelhos;  Estabilidade a altas temperaturas;  Lubrificidade;

 Resistência à contaminação química;  Maior estabilidade em formações salinas;

 Estabilidade reológica em relação a incorporação de sólidos.  Redução dos danos à formação;

 Menor perigo de prisão de coluna causado por diferencial de pressão;

 Maior possibilidade de perfuração com fluido de menor densidade “Underbalanced”;

 Reutilização;

 Menor custo na cimentação;  Alta taxa de penetração;  Redução da fadiga por tensão;  Menor corrosão;

Desvantagens dos fluidos base óleo:

 Elevado custo inicial;

 Elevada taxa de cisalhamento;

 Redução na eficácia de identificar Kicks de gás e óleo;  Maior risco ambiental;

 Limpeza da sonda de perfuração dificultada;

A principal aplicação são os poços direcionais de alta inclinação ou até mesmo horizontais. O que permite a perfuração de formações reativas mais eficientemente do que os fluidos a base de água. Sendo a fase orgânica a fase externa, independentemente da proporção entre fase orgânica e aquosa, o fluido é considerado não aquoso (CANUTO, 2016).

No Brasil, a base orgânica utilizada atualmente é a olefina. Esse fluido não pode ser descartado diretamente no mar, e é reutilizado de um poço para outro. A Petrobras adotou desde 2018 o descarte de cascalho apenas em lâminas de água acima de 2000 m. Nas fases de reservatório não se pode realizar o descarte dos cascalhos, estes precisam ser coletados em

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caixas “cutting boxes” para destinação final, independentemente de estarem molhados por fluido base água ou sintética.

Os limites de base orgânica presentes nos cascalhos, de descarte em alto mar, determinados pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (IBAMA) são: 6,9% se a base for produto de refino ou bases sintéticas como parafina e olefina e 9,4% para derivados de ésteres, como já mencionado anteriormente. Equipamentos como secadores de cascalhos além dos demais extratores de sólidos são instalados, para garantir valores e os teores abaixo dos máximos especificados pelo IBAMA.

Em terra, os cascalhos gerados na perfuração de poços de petróleo vêm sendo dispostos em aterros sanitários ou reciclados. Recentes estudos mostram que este pode ser usado como matéria prima na indústria da construção civil (BANDEIRA, 2019).

2.1.1.3 Fluidos de perfuração base gasosa

Fluidos a base de ar ou gás podem ser usados quando baixas densidades são exigidas. Estes fluidos são exigidos em zonas com elevada perda de circulação ou depletadas (PINTO, 2008). Existem quatro categorias para estes fluídos: ar ou gás, névoa, fluido aerado e espuma. O fluido de perfuração base gás ou ar pode utilizar, nitrogênio puro, dióxido de carbono, metano (SCHRAMM, 2006).

Equipamentos especiais são necessários para a utilização desse tipo de fluido, tais como, membranas, compressores, boosters, medidores de vazão, separadores, cabeças rotativas, todos exibem elevado custo (CANUTO, 2016).

2.2.3 Propriedades dos fluidos de Perfuração

As propriedades dos fluidos de perfuração são observadas e controladas periodicamente durante a perfuração. Tais propriedades são previamente programadas, e explicitadas no projeto de fluidos de perfuração. O atendimento a essas propriedades, tanto físicas quanto químicas, garantem uma boa performance do fluido. Segundo Thomas (2004) as propriedades de controle dos fluidos podem ser físicas ou químicas. As propriedades físicas mais consideráveis são a viscosidade, a densidade, os parâmetros reológicos, filtrado, porcentagem de sólidos, a razão óleo/água.

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As propriedades químicas utilizadas para o monitoramento das condições do fluido são: o pH, a salinidade, e a alcalinidade. É sempre importante lembrar que as medidas das propriedades realizadas na sonda são para entender o comportamento do fluido no poço, em relação as propriedades físicas, e para verificar a influência da formação no fluido, em relação as químicas.

2.2.3.1 Densidade

É a massa específica do fluido. Fisicamente, é a massa de fluido por unidade de volume e é medida em campo utilizando a balança de lama que fornece o valor em lb/gal (ppg). Em campo durante a perfuração, a densidade usualmente chamada de “peso do fluido”, é monitorada periodicamente, pois o fluido apresenta o que se chama de “primeira barreira de segurança”, onde a coluna de líquido exercida pelo fluido deve apresentar uma pressão hidrostática suficiente para não permitir influxo.

A densidade interfere na perfuração de várias maneiras; a taxa de perfuração por exemplo, é afetada por altas densidades, visto que a contrapressão da densidade do fluido sobre a rocha dificulta a perfuração. Logo, esta deve ser baixa o suficiente para não prejudicar a taxa de penetração, e alta para manter a estabilidade sem prejudicar com perda de circulação as formações perfuradas. (ASME, 2011).

Segundo as Equações (1) a (7), pode-se ter em diversas unidades a densidade do fluido e assim calcular os gradientes de pressão hidrostática apresentado pelos fluidos.

ρ _/ = ρ / x 119,8 (1) ρ _/ = ρ / x 7,48 (2) ρ _/ = ρ / x 0,1198 (3) GPHF (psi/pé) = 0,052 x 𝜌 (lb/Gal) (4) GPHF (kPa/m) = 0,1176 x 𝜌 (lb/Gal) (5) GPHF (kPa/m) = 9,81 x 𝜌 (g/cm³) (6)

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GPHF (kPa/m) = 0,0226 x 𝜌 (psi/1000 ft³) (7)

Todas as densidades observadas na Tabela 13, foram medidas na balança pressurizada, Figura 5, e também no picnômetro, o que justifica a precisão de três casas decimais.

Figura 5 - Balança pressurizada FANN TRU-Wate Modelo 141.

Fonte: Fann Instruction Manual (2015)

2.2.3.2 Viscosidade

A viscosidade Marsh ou viscosidade de funil representa uma medida qualitativa da densidade do fluido e é a medida do tempo gasto por um quarto de galão para que o fluido posse pela abertura padrão de um dado funil. Sua unidade é em segundos por quarto de galão (sec/qt). O funil Marsh, Figura 6, possui dimensões padronizadas em termos de volume, comprimento e diâmetro.

Figura 6 - Funil Marsh Fann.

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2.2.3.3 Filtrado

O teste de filtrado tem como objetivo estimar o poder de retenção/infiltração do fluido quando pressurizado contra uma superfície permeável. Esta superfície em laboratório, é um papel de filtro que é pressurizado por um determinado intervalo de tempo. O fluido é submetido a alta temperatura e pressão quando o filtrado é HTHP (500 psi e 200°F) e a baixa pressão e temperatura ambiente, no caso do filtrado API (100 psi e temperatura ambiente). Assim se pode avaliar o volume de fase continua do fluido que é perdido para a formação. Como o fluido sintético é usado para casos mais complexos, para este tipo de fluido faz-se o filtrado HTHP.

O reboco formado em laboratório no papel de filtro e em campo nas paredes do poço, este é de grande importância para a perfuração, deve ser visualmente plástico e fino o que favorece as descidas e subidas da coluna de perfuração durante a operação, chamadas em campo de “manobras”. O influxo da fase líquida do fluido do poço para a formação proporciona a formação do reboco através da filtração.

2.2.3.4 Teor de sólidos e líquidos

O teste é realizado em equipamento chamado de retorta, Figura 7, onde ocorre a retenção da fase sólida e a separação da fase orgânica da aquosa, após vaporização e condensação das fases líquidas, e tem como objetivo determinar a quantidade, em porcentagem e em volume, de base orgânica, água e sólidos no fluido base óleo. Esse teste é realizado frequentemente, se o teor de sólidos estiver acima do programado, faz-se necessário tratamento que pode ser químico ou físico a depender do resultado dos demais testes.

Figura 7 - Kit Retorta API.

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2.2.3.5 Razão Óleo/Água

Esta razão é calculada considerando-se quais as frações de Óleo e Água em relação ao total de líquidos do Fluido. Desconta-se o teor de sólidos corrigidos e calcula-se a proporção entre o óleo e a fase aquosa do fluido em relação ao teor de líquidos. Essa determinação é realizada utilizando não apenas a retorta, onde ocorre a retenção da fase sólida e a separação da fase orgânica da aquosa, citada no item anterior, mas também a medida da salinidade para a correção da porcentagem de água corrigida e de sólidos corrigidos.

2.2.3.6 Reologia e forças géis

Reologia é o conhecimento da deformação do fluxo de matéria, que define a maneiras ou conduta do fluxo de um fluido. Já a viscosidade é uma medida da resistência influenciada por uma força de deformação aplicada (ASME, 2011). Através do viscosímetro ou do reômetro podem-se calcular as propriedades reológica como a viscosidade plástica e o limite de escoamento do fluido. A Viscosidade plástica é a firmeza ou resistência para o fluido escoar, gerada pelo atrito entre as partículas dispersas e entre as moléculas de líquidos. O limite de escoamento é a força mínima necessária para que o fluido posso entrar em movimento ou escoar (DARLEY & GRAY, 1988; MACHADO, 2002).

O teste efetuado no viscosímetro representa o fluido no poço, passando pelas mudanças de diâmetro gerada pelas diferentes fases e tubulações, ou seja, as diferentes fases do poço possuem diferentes diâmetro o que causa mudança na velocidade do fluido e consequentemente na viscosidade, o equipamento simula esse comportamento. Por isso a importância de verificar a viscosidade dos fluidos a diferentes velocidades ou taxas de cisalhamento. Os parâmetros reológicos possuem influencia na limpeza do poço e nas perdas de carga (THOMAS, 2004). Baixos valores de viscosidade minimizam os valores de perdas de carga. Sendo assim é necessário que em altas vazões de bombeio a viscosidade seja baixa, mas que tenha altos valores de viscosidade quando em vazão baixa, ou na condição estática para evitar que o cascalho decante para o fundo do poço durante as paradas de circulação (manobras), ou quando a situação exigir baixa vazão (SOUZA, 2016). Isso é o comportamento tixotrópico esperado de um fluido de perfuração. Na Tabela 1 tem-se os valores desejados para as propriedades reológicas de um fluido de perfuração não aquoso.

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Um fluido tixotrópico apresenta rigidez quando em repouso e não escoa, voltando a apresentar fluidez quando submetido a tensão acima do limite de escoamento (AMORIM, 2003). Os fluidos podem ser classificados em função do seu comportamento reológico. Os parâmetros são os termos de ajuste dos modelos para descrever o comportamento desse fluido.

Tabela 1: Valores das propriedades desejáveis para os fluidos de perfuração.

Propriedades

Faixa de Valores

Sistema Americano Sistema Internacional

Viscosidade Plástica 10-60 cP 0,01 – 0,06 Pa.s

Limite de Escoamento 5-42 lbf/100ft² 2,5-20 Pa

Gel Inicial 8-21 lbf/100ft² 4-10 Pa

Gel Final 8-31 lbf/100ft² 4-15 Pa

Estabilidade Elétrica >200 V

Fonte: Magalhães et al. (2016). Canuto (2016)

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/ft}2_{, 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/ft}2_{); 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/ft}2_{, 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.

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).