UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA CCET

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA – CCET PROGRAMA DE RECURSOS HUMANOS DA ANP – PRH 30

LABORATÓRIO DE PESQUISA EM PETRÓLEO - LAPET

FELIPE ALEXANDRE CARVALHO VIEIRA

AVALIAÇÃO DO POTENCIAL DE GÉIS DE GOMA GUAR NA SEPARAÇÃO DA FASE AQUOSA SALINA DE UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO AQUOSO

Dezembro – 2016 Natal – RN

Felipe Alexandre Carvalho Vieira

AVALIAÇÃO DO POTENCIAL DE GÉIS DE GOMA GUAR NA

SEPARAÇÃO DA FASE AQUOSA SALINA DE UM FLUIDO DE

PERFURAÇÃO AQUOSO

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Química do Petróleo – Bacharelado, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte integrante dos requisitos necessários para a obtenção do grau de bacharel em Química do Petróleo.

Orientador: Profª. Dra. Rosangela de Carvalho Balaban Co-orientador: Msc. Marcus Vinicius Gomes Paixão

Dezembro – 2016 Natal – RN

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI

Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Setorial do Instituto de Química - IQ

Vieira, Felipe Alexandre Carvalho.

Avaliação do potencial de géis de goma guar na separação da fase aquosa salina de um fluido de perfuração aquoso / Felipe Alexandre Carvalho Vieira. - Natal, 2016.

47f.: il.

Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Ciências Exatas e da Terra, Instituto de Química, Curso de Química do Petróleo Bacharelado, Natal, 2016.

Orientadora: Profa. Dra. Rosangela de Carvalho Balaban.

1. Fluido de perfuração - Monografia. 2. Goma Guar - Monografia. 3. Química - Petróleo - Monografia. I. Balaban, Rosangela de Carvalho. II. Título.

Felipe Alexandre Carvalho Vieira

AVALIAÇÃO DO POTENCIAL DE GÉIS DE GOMA GUAR NA SEPARAÇÃO DA FASE AQUOSA SALINA DE UM FLUIDO DE PERFURAÇÃO AQUOSO

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Química do Petróleo – Bacharelado, da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte integrante dos requisitos necessários para a obtenção do grau de bacharel em Química do Petróleo.

Aprovado em:

____________________________________ Profª. Dra. Rosangela de Carvalho Balaban Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRN

Orientadora

____________________________________ Msc. Marcus Vinicius Gomes Paixão

Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRN Co-orientador

____________________________________ Profª Dra. Juliana de Souza Nunes

AGRADECIMENTOS

Deixo aqui meus sinceros agradecimentos, primeiramente, aos meus pais por todo apoio e incentivo que me deram durante essa jornada.

Aos meus avós paternos, que sempre me deram bons conselhos e apoio aos meus estudos. Também aos meus avós maternos (in memoriam) e todo o núcleo familiar.

À minha namorada Thaís Oliveira, por todo o companheirismo e incentivo desde o início da minha graduação.

Aos amigos que conquistei no decorrer do curso, Alex Araujo, João Victor, Jaciara Oliveira e Luís Fernando que sempre estiveram comigo compartilhando conhecimento, risadas e belas histórias.

Ao pesquisador Helder Girão, pela ideia inicial para minha pesquisa.

À Luciana Carvalho por todo conhecimento compartilhado, incentivo à minha pesquisa e tempo dedicado a mim desde que comecei a fazer parte do LAPET.

Ao meu co-orientador Marcus Vinicius por sempre me incentivar, por todo conhecimento compartilhado, todo tempo dedicado e dicas dadas para melhores resultados nas minhas pesquisas.

À professora Dra. Rosangela Balaban pela orientação, oportunidades dadas e todo conhecimento compartilhado. Sou grato por ter acreditado em mim durante o decorrer da pesquisa.

À toda equipe do LAPET, principalmente aos que me passaram conhecimentos durante essa jornada de pesquisa.

Agradeço também ao apoio financeiro da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP –, da Financiadora de Estudos e Projetos – FINEP – e do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação – MCTI por meio do Programa de Recursos Humanos da ANP para o Setor Petróleo e Gás – PRH-ANP/MCTI.

RESUMO

A aplicabilidade dos fluidos de perfuração aquosos com alto poder de inibição de hidratação está direcionada a perfurações de seções compostas por folhelhos e argilas hidratáveis. Entretanto, ainda assim, partículas sólidas finamente divididas, de difícil separação, são obtidas em função das altas taxas de cisalhamento geradas pela broca no fundo do poço, e podem ser incorporadas aos fluidos de perfuração, conferindo-lhes alterações nas suas propriedades físico-químicas. Dependendo do grau de contaminação, o fluido de perfuração pode ser descartado. Tendo em vista os danos ambientais causados pelo descarte inadequado de soluções com elevada salinidade provenientes dos fluidos de perfuração aquosos, foi proposto um novo método que tem como objetivo principal a separação da fase aquosa salina dos demais constituintes dos fluidos de perfuração, a fim de reutilizá-la como fase contínua em outras composições de fluidos. Para isso, avaliou-se o comportamento de géis responsivos à força iônica preparados a partir da reticulação química de macromoléculas de goma guar com íons borato na presença de um fluido de perfuração aquoso. Devido ao efeito salting-out, foram obtidas duas fases: um sobrenadante salino com viscosidade equivalente à da água e um gel colapsado insolúvel no meio. A fase sobrenadante foi analisada quanto à viscosidade, teor de sólidos em suspensão, salinidade, alcalinidade e pH. Os resultados obtidos indicaram a possibilidade do reuso dos sobrenadantes como fase contínua para o preparo de novas formulações de fluidos de perfuração.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Broca de perfuração. ... 20

Figura 2 – Esquema de circulação do fluido em uma sonda de perfuração. ... 21

Figura 3 - Estrutura química da goma xantana. ... 25

Figura 4 - Estrutura química da goma guar. ... 26

Figura 5 - Formação do gel derivado da goma guar. ... 27

Figura 6 - (A) Representação esquemática da interação física/química e (B) representação da interação química entre duas cadeias poliméricas. ... 28

Figura 7 - Comportamento do polímero frente ao efeito Salting-out. ... 29

Figura 8 – Representação do colapso e precipitação do gel de goma guar frente ao efeito salting-out. ... 34

Figura 9 - Volumes dos sobrenadantes salinos dos géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 0,25 lb/bbl. ... 35

Figura 10 - Volumes dos sobrenadantes salinos dos géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 0,5 lb/bbl. ... 35

Figura 11 - Volumes dos sobrenadantes salinos dos géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 0,75 lb/bbl. ... 36

Figura 12 – Géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 1,0 lb/bbl. ... 36

Figura 13 – Géis de goma guar com concentração de polímero abaixo da concentração crítica. ... 39

Figura 14 – Gel colapsado e sobrenadante salino recolhido no teste de aplicação do G16 no fluido polimérico contaminado. ... 39

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Testes físicos e equipamentos utilizados. ... 30

Tabela 2- Testes químicos e métodos utilizados. ... 30

Tabela 3 - Equipamentos utilizados para preparo do fluido e dos géis. ... 30

Tabela 4 - Variação das concentrações de GG e Ácido Bórico... 31

Tabela 5 - Formulação do fluido polimérico. ... 32

Tabela 6 - Ordem de adição para preparação dos géis no fluido polimérico contaminado. ... 33

Tabela 7 - Caracterização do fluido polimérico e do fluido polimérico contaminado com 20 ppb de argila de uma formação rochosa e bentonita (1:1 m/m). ... 38

Tabela 8 – Sistemas de géis de goma guar aplicados no fluido polimérico. ... 38

Tabela 9 – Caracterização do sobrenadante salino ... 40

Tabela 10 - Caracterização do fluido polimérico antes da contaminação com argila e do fluido preparado a partir do sobrenadante salino obtido a partir do colapso do gel de goma guar... 41

LISTA DE ABREVIATURAS

API American Petroleum Institute CTB Capacidade de Troca de Bases FP Fluido Polimérico

GG Goma Guar

GX Goma Xantana

MBT Methylene Blue Test Mf Methylorange in filtrate Pf Phenolphthalein in filtrate VA Viscosidade Aparente bbl-eq Barril equivalente

SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ... 11 2. OBJETIVOS ... 13 3. REVISÃO DA LITERATURA ... 14 3.1 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ... 14 3.1.1 Breve Histórico ... 14

3.1.2 Classificação e funções dos fluidos de perfuração ... 14

3.1.3 Propriedades de um fluido de perfuração ... 15

3.1.4 Contaminação de fluidos de perfuração ... 19

3.1.5 Circulação do fluido em uma sonda de perfuração ... 20

3.1.6 Processos de extração de sólidos em uma sonda de perfuração ... 21

3.2 PROBLEMÁTICA NO DESCARTE DE EFLUENTES DO PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE POÇOS ... 23

3.2.1 Impacto Ambiental ... 23

3.3 BIOPOLÍMEROS ... 24

3.3.1 Goma Xantana ... 24

3.3.2 Goma Guar ... 26

3.3.3 Hidrogéis de Goma Guar... 27

3.4 EFEITO SALTING-OUT ... 28 4. PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL ... 30 4.1 MATERIAIS ... 30 4.2 EQUIPAMENTOS ... 30 4.2.1 Testes físicos ... 30 4.2.2 Testes químicos ... 30 4.2.3 Demais equipamentos ... 30 4.3 METODOLOGIA ... 31

4.3.1 Avaliação dos géis de goma guar ... 31

4.3.2 Preparação do fluido de perfuração aquoso ... 32

4.3.3 Caracterização do fluido de perfuração ... 32

4.3.4 Contaminação do fluido de perfuração ... 32

4.3.6 Preparo de um novo fluido a partir do sobrenadante salino obtido ... 33

5. RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 34

5.1 Avaliação dos géis de goma guar ... 34

5.2 Caracterização do fluido polimérico antes e após a contaminação com argila ... 37

5.3 Análises dos sistemas de géis aplicados no fluido polimérico ... 38

5.4 Caracterização do sobrenadante salino ... 40

5.5 Caracterização do Fluido Polimérico preparado a partir do sobrenadante salino .... 41

6. CONCLUSÕES ... 42

1. INTRODUÇÃO

Devido à grande demanda de petróleo no mundo atual, tem sido crescente a necessidade de exploração do óleo através de poços profundos e de geometria complexa. Logo, o fluido de perfuração é considerado um fator muito importante para o sucesso da operação de perfuração de poços.

O Instituto Americano de Petróleo (API) define o fluido de perfuração como qualquer fluido circulante capaz de tornar viável a atividade de perfuração. Esses fluidos têm uma grande importância em um sistema de exploração de petróleo, tais como: carrear os cascalhos gerados pela broca até a superfície; exercer pressão hidrostática sobre as formações de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis (kick), além de garantir a estabilidade da parede do poço; resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca (THOMAS et al., 2001).

A composição química dos fluidos de perfuração depende do comportamento físico-químico desejado para o sucesso da perfuração. Todavia, nas operações de perfuração de poços são frequentes os problemas provocados pela contaminação do fluido de perfuração.

Cerca 75% das formações perfuradas em poços de petróleo onshore contêm folhelhos ativos e mais de 90% dos problemas de estabilidade das paredes do poço estão relacionados à inabilidade do fluido de perfuração em controlar a atividade desses folhelhos (NASCIMENTO et al., 2009).

O uso dos fluidos de perfuração aquosos nessas formações ativas normalmente acarreta em problemas de instabilidade mecânica do poço. Os fatores associados à essa instabilidade estão relacionados à entrada de água entre as lamelas dos folhelhos, resultando no “inchamento” da rocha. Por isso, é extremamente necessária a utilização de inibidores de inchamento de argila (Exemplos: polímeros catiônicos e cloreto de potássio) nesses fluidos. Na maioria dos casos são utilizados fluidos com elevada salinidade para o controle da atividade dos folhelhos expansíveis.

Em contrapartida, tais fluidos inibidos podem sofrer contaminação por partículas finamente divididas geradas pela ação cisalhante da broca. O grau de contaminação indicará se o fluido será descartado ou submetido à algum tratamento corretivo.

O descarte inadequado de resíduos com elevada salinidade pode provocar sérios impactos ambientais. Particularmente em ambientes onshore, o sal presente em fluidos de perfuração aquosos, devido a sua mobilidade química, pode contaminar o solo, acelerando o processo de desertificação, contaminando rios e lençóis freáticos (VITAL et al., 2004). Tendo

em vista os problemas ambientais causados pelo descarte inadequado desse tipo de resíduo, é necessário um cuidado especial quanto ao tratamento e descarte dos fluidos utilizados na perfuração.

Paralelo a esse cenário, géis de goma guar responsivos à força iônica do meio, de acordo com um fenômeno físico-químico conhecido como efeito salting-out, podem ser obtidos a partir da reticulação química entre macromoléculas de goma guar e íons borato. Em vista disso, a presença de sais aumenta a polaridade do meio aquoso, favorecendo o aumento das interações hidrofóbicas entre as macromoléculas de goma guar (LIU et al., 2010). Desse modo, o incremento dessas interações favorece a agregação, fato que resulta em uma menor solubilidade do polímero em água e, consequentemente, no colapso da estrutura gel.

O efeito salting-out pode ser utilizado para obtenção de uma fase rica em polímeros e uma fase rica de sais em solução. A natureza da fase aquosa, bem como a diferença das propriedades, principalmente em termos de polaridade, faz com que seja possível a separação de matérias de propriedades complexas, tal como o fluido de perfuração.

2. OBJETIVOS

OBJETIVO GERAL

O presente trabalho teve como objetivo principal utilizar géis de goma guar na separação da fase aquosa salina do fluido de perfuração aquoso, contaminado com argila finamente dividida, através do efeito salting-out. Assim como, avaliar a reutilização da fase aquosa salina separada como fase contínua em novas formulações de fluidos de perfuração aquosos.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Investigar o efeito da variação das concentrações de goma guar (polímero) e íon borato (reticulante) no comportamento de equilíbrio de fases (Sol ↔ Gel) do gel de goma guar;  Avaliar a capacidade de máximo colapso das cadeias de goma guar reticuladas com íons

borato;

 Comparar as propriedades do fluido de perfuração antes da contaminação com as propriedades do novo fluido preparado a partir do sobrenadante salino.

3. REVISÃO DA LITERATURA

3.1 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 3.1.1 Breve Histórico

De acordo com Darley & Gray (1988) a ideia do uso de um fluido para auxiliar o processo de perfuração antecedeu a descoberta do petróleo, pois desde a antiguidade já se utilizavam fluidos para melhorar o desempenho da remoção de cascalhos em perfuração de poços. Segundo esses autores, em 1844 Robert Beart obteve uma patente ao propor que os materiais cortados ou movidos pelas ferramentas de perfuração poderiam ser arrastados pela água até a superfície. Posteriormente, entre 1860 e 1880, várias patentes americanas que descreviam a circulação de um fluido de perfuração para remoção de cascalhos foram criadas.

Concomitantemente, em 1887, um pedido de patente de M. J. Chapman nos EUA propôs que um fluxo de água junto de uma certa quantidade de material argiloso moveria os detritos gerados pela coluna de perfuração e ainda formaria uma parede impermeável em toda formação perfurada, aumentando a estabilidade do poço. Mais tarde, na década de 1980 era comum o uso de argilas na composição de lama na perfuração de poços, aliado à utilização do método rotativo no Texas e em Louisiana. Com a descoberta do petróleo em 1901, o método de perfuração rotativa foi rapidamente espalhado pela Costa do Golfo e pela Califórnia (DARLEY & GRAY, 1988).

Logo após a descoberta do petróleo, os estudos para melhora da performance dos fluidos de perfuração foram intensificados. Em 1939, a indústria começou a utilizar polímeros naturais como gomas e amidos nas formulações de fluidos de perfuração a fim de minimizar os problemas relativos ao controle de filtrado. Anos depois, com avanço dos estudos, outros tipos de aditivos químicos como hidróxido de sódio (NaOH), hidróxido de cálcio (Ca(OH)2),

lignosulfonato de cálcio, carboximetilcelulose sódica (CMC), dentre outros, vieram a ser utilizados em fluidos de perfuração a fim de otimizar suas propriedades (DARLEY & GRAY, 1988; LUZ, 2014).

3.1.2 Classificação e funções dos fluidos de perfuração

Fluidos de perfuração correspondem a materiais multifásicos que contêm água, material orgânico, sólidos em suspensão e sais dissolvidos em diferentes proporções, exercendo diversas funções durante a perfuração de poços de petróleo (DARLEY & GRAY, 1988).

Os fluidos de perfuração são tradicionalmente classificados de acordo com o seu constituinte principal (fase contínua) em: fluido aquoso, fluido não-aquoso e fluido à base de ar (APALEKE; AL-MAJED; HOSSAIN, 2012). Já a sua composição química depende do comportamento físico-químico desejado e varia de acordo com condições específicas de cada etapa perfuração de um poço (LUCENA et al., 2010). Cada componente que constitui uma formulação de um fluido tem como finalidade otimizar algumas propriedades, tais como: viscosidade, força-gel, peso específico, controle de filtrado, formação do reboco, inibição de argilas hidratáveis e coeficiente de lubricidade (NASCIMENTO; AMORIM; SANTANA, 2010).

Segundo Caenn e Chillingar (1996) e Rgård e colaboradores (2001), dentre outras coisas, as principais funções e características de um fluido durante a perfuração são:

 Auxiliar na penetração da broca de perfuração;

 Auxiliar na suspensão dos cascalhos gerados durante a perfuração;

 Fazer com que os cascalhos se mantenham em suspensão durante as paradas de circulação do fluido no poço;

 Promover a estabilização das pressões nas paredes do poço com a consequente contenção dos fluidos presentes na formação;

 Resfriamento e lubrificação da broca;  Não ser danoso ao meio ambiente.

De acordo com Darley & Gray (1988), a seleção do fluido a ser utilizado na perfuração depende dos requisitos técnicos necessários para a perfuração, das características da formação que será perfurada e das exigências legais para posterior descarte, quando a formulação não for mais reutilizável.

Fluidos não aquosos foram utilizados durante as últimas décadas, porém, em virtude dos grandes impactos ambientais associados ao seu descarte, a sua utilização tem se tornado mais restrita. Atualmente, fluidos aquosos de alta performance (HPHT), considerados menos danosos ao meio ambiente e com menor custo, tem se tornado uma alternativa aceitável para perfuração (LUCENA et al., 2010).

3.1.3 Propriedades de um fluido de perfuração

Algumas propriedades físicas e químicas do fluido são avaliadas frequentemente durante as atividades diárias em uma sonda de perfuração a fim de avaliar a qualidade do fluido e garantir o bom andamento da perfuração. Segundo Amorim (2003), as propriedades físicas

frequentemente avaliadas são: teor de sólidos, parâmetros de filtração, propriedades reológicas, forças géis e densidade. Já as propriedades químicas analisadas com maior frequência são: pH, teor de cloretos (salinidade), teor de sólidos ativos (argilas hidratáveis) e alcalinidade. Algumas dessas propriedades são descritas por Thomas (2001):

 Densidade

A densidade do fluido de perfuração está diretamente relacionada ao balanço de pressões no interior do poço. A pressão hidrostática do fluido mantém a estabilidade do poço, quando está dentro dos limites estabelecidos pela janela operacional, isto é, acima da pressão de poros (pressão exercida pelos fluidos contidos no interior dos poros da formação rochosa) e abaixo da pressão de fratura (valor de pressão capaz de produzir uma falha mecânica na formação perfurada).

Uma densidade de fluido que exerça uma pressão hidrostática menor que a pressão de poros causa o influxo de fluidos da formação para o interior do poço (kick). Já uma densidade que acarrete numa pressão hidrostática maior que a pressão de fratura, causa tensões localizadas e rompimentos nas rochas, conhecidos como fraturas induzidas. O aparecimento dessas fraturas provoca perda de fluido para a formação rochosa (perda de circulação).

Além disso, a densidade do fluido de perfuração também influencia na taxa de penetração da broca, na pressão de bombeio e na dificuldade de separação dos cascalhos na superfície.

Em situações operacionais, quando se deseja o aumento da densidade fluido, geralmente adiciona-se baritina (BaSO4) ao fluido. Por outro lado, para diminuir a densidade dos fluidos

de base aquosa é feita uma diluição da mistura.  Propriedades Reológicas

Os parâmetros reológicos definem o comportamento de fluxo de um fluido e influenciam diretamente na de perda de cargas na tubulação e na velocidade de transporte dos cascalhos.

As propriedades reológicas de um fluido de perfuração podem ser determinadas com auxílio de um viscosímetro rotativo FANN, modelo 35-A, sendo possível, então, obter os valores de viscosidade aparente (1).

O viscosímetro FANN modelo 35-A é composto por cilindros coaxiais os quais promovem velocidades de cisalhamento definidas e fornece medidas de deflexão em graus,

podendo-se então calcular a tensão cisalhante, a taxa de cisalhamento e a viscosidade aparente, de acordo com as equações a seguir:

(1) - Tensão de cisalhamento: 𝜏_𝑏 = 0,51 𝜃 (2) - Taxa de cisalhamento: 𝛾_𝑏 = 1,703 𝑁 (3) - Viscosidade Aparente: 𝜇_𝑎 = 𝜏𝑏

𝛾𝑏 Onde:

 𝜃 é a medida da leitura de deflexão da mola do viscosímetro rotativo  𝑁 é a velocidade de rotação

A partir daí, pode-se converter os valores de viscosidade aparente para facilidade de cálculos de acordo com a equação (4):

(4) – Viscosidade Aparente: Onde:

 L600 é a medida da deflexão da mola na velocidade de 600 rotações por minuto no viscosímetro.

Através das medidas de viscosidade se faz possível avaliar argilas e aditivos (principalmente polímeros) utilizados nos fluidos de perfuração, bem como conhecer ou até caracterizar as formações geológicas perfuradas.

 Forças Géis

Alguns fluidos de perfuração apresentam tixotropia, ou seja, quando em repouso adquirem um estado semi-rígido e voltam a adquirir um estado de fluidez quando entram novamente em movimento. A força gel é um parâmetro de natureza reológica e indica o grau de gelificação do fluido causado pela interação elétrica entre partículas dispersas. A força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em movimento. Já a força gel final indica a resistência do fluido para reiniciar o movimento quando este fica um certo tempo em repouso. A diferença entre a força gel final e a força gel inicial indica o grau de tixotropia do fluido.

 Teor de Sólidos

No decorrer da perfuração, o teor de sólidos no fluido tende a aumentar devido à incorporação (dispersão) química ou física dos cascalhos formados. Com isso, se faz necessário o controle dessa propriedade a fim de evitar problemas futuros.

O teor de sólidos adicional, isto é, dos sólidos provenientes da formação rochosa, deve ser mantido o mínimo possível em um fluido e o descontrole dessa propriedade pode levar a diversos problemas. Um aumento de sólidos no fluido implica no aumento de várias outras propriedades, tais como densidade, viscosidade e forças géis, além de aumentar a probabilidade de ocorrência de problemas como desgaste dos equipamentos, fratura das formações devido ao aumento das pressões de bombeio ou hidrostática, prisão de coluna e uma redução na taxa de penetração.

Existem dois métodos para controle de sólidos no fluido, são eles o método preventivo e o método corretivo. O tratamento preventivo consiste em inibir o fluido, através de inibidores físicos ou químicos, evitando assim a dispersão dos sólidos perfurados. O método corretivo consiste na utilização de equipamentos extratores de sólidos, tais como tanques de decantação, peneiras, hidrociclones e centrifugadores, ou diluir o fluido.

O método preventivo aumenta os custos do processo, e o método corretivo pode levar a descarte de parte do fluido, que contém componentes da formação rochosa perfurada e aditivos utilizados no fluido (DARLEY & GRAY, 1981). O descarte de efluentes do método corretivo acarreta em prejuízos, seja por perda de aditivos do fluido, como também por gastos com tratamento do resíduo para evitar danos ao meio ambiente.

O controle químico de sólidos é caro e limitado quanto à quantidade de aditivo a ser utilizado, e a diluição necessita de novas adições de componentes da formulação inicial ao fluido diluído. Portanto, a remoção mecânica dos sólidos é o método mais utilizado.

 Salinidade

A salinidade é um parâmetro importante referente aos fluidos de perfuração com alto poder de inibição, pois sais como cloreto de potássio (KCl) e cloreto de cálcio (CaCl2) são muito

utilizados nessas formulações de fluidos.

A quantificação da salinidade tem um papel importante, pois pode indicar se o fluido está sendo contaminado por salmouras da formação rochosa, o que pode ser indício de um kick.

 Teor de Sólidos Ativos

A incorporação de sólidos ativos (argilas hidratáveis) da formação altera as propriedades reológicas e de filtração do fluido. O excesso de argila incorporada confere uma alta viscosidade ao fluido, e pode fazer com que a taxa de penetração da broca seja reduzida; aumenta a probabilidade de kick causado pelo gradiente de pressão formado durante a retirada da coluna de perfuração; e ainda pode causar fraturas na rocha perfurada pelo aumento da pressão no anular e pela colocação de uma coluna de perfuração.

O método de identificação de sólidos ativos ou bentoníticos no fluido de perfuração é o teste do azul de metileno (MBT). O teste consiste em uma análise volumétrica por adsorção e mede a capacidade de troca de bases (CTB) das argilas e sólidos ativos presentes.

3.1.4 Contaminação de fluidos de perfuração

Um contaminante é qualquer material que se incorpore ao fluido e altere as suas propriedades físico-químicas. São frequentes os problemas causados pela contaminação do fluido durante a perfuração. Quando se trata de fluidos aquosos, uma das contaminações mais frequentes é por incorporação de sólidos ativos, uma vez que 75% das formações perfuradas contêm argilas hidratáveis (NASCIMENTO et al., 2009).

Todavia, por vezes a incorporação de sólidos é benéfica aos fluidos. Em zonas iniciais de perfuração, o fluido pode ser constituído apenas por água, e durante a perfuração os sólidos resultantes das altas taxas de cisalhamento da broca se incorporam ao fluido, resultando num fluido a base de água e argila, denominado de fluido natural (AMORIM, 2003).

O processo de incorporação de partículas sólidas finamente divididas ocorre devido às altas taxas de cisalhamento da broca no fundo do poço (como pode-se observar na Figura 1), e a sua difícil separação na superfície pode levar a alteração nas propriedades do fluido.

Figura 1 - Broca de perfuração.

Fonte: Adaptado de Amorim (2003)

Até certo ponto a incorporação de sólidos ao fluido é desejável, porém o seu excesso pode levar a alterações nas propriedades reológicas, nos parâmetros de filtração; diversos problemas operacionais são gerados. Em paralelo, a incorporação de silte é um meio economicamente eficaz para o aumento da densidade do fluido até o ponto em que não cause problemas com a taxa de penetração do fluido na rocha como também na retirada dos cascalhos produzidos (CARVALHO, 2005; DARLEY & GRAY,1988).

3.1.5 Circulação do fluido em uma sonda de perfuração

Na Figura 2 é possível observar o sistema de circulação do fluido em uma sonda de perfuração. Segundo Amorim (2003), o fluido é preparado e armazenado nos tanques de lama. A sua circulação se dá com a ação das bombas de lama, onde é bombeado pela linha de descarga, passando pelo standpipe e seguindo por um duto para coluna de perfuração até sair por jatos na broca para dentro do poço.

Ainda segundo a autora, o fluido juntamente com os detritos das rochas perfuradas segue para a superfície do poço pelo espaço anular, saindo pela linha de retorno e passando pelas peneiras, onde ocorre o primeiro processo de separação de sólidos (cascalhos) do fluido. Por fim, o fluido cai no tanque de lama e o processo é reiniciado.

Figura 2 – Esquema de circulação do fluido em uma sonda de perfuração.

Fonte: Adaptado de Amorim (2003)

3.1.6 Processos de extração de sólidos em uma sonda de perfuração

Durante as operações de perfuração de poços de petróleo, o fluido utilizado no processo é submetido a uma mistura com os sólidos resultantes das altas taxas de cisalhamento da broca em contato com a rocha, com isso se faz necessário o uso de equipamentos para promover a separação fluido-sólido na superfície do poço. O principal objetivo dos sistemas de controle de sólidos em uma sonda é minimizar a perda de fluido nos processos de separação fluido-cascalho e a remoção eficiente do material sólido, reduzindo o custo global do processo. Além disso, essa separação contribui de forma positiva para o descarte adequado dos cascalhos, respeitando-se também as leis ambientais para o descarte dos rejeitos desrespeitando-se processo (PEREIRA, 2010).

Ainda segundo Pereira (2010), existem 4 sistemas extratores de sólidos em uma sonda de perfuração moderna, são eles:

 Peneiras Vibratórias

Representam a primeira barreira de retenção de sólidos em uma sonda. As peneiras devem ser projetadas de modo a processar todo o volume de fluido de perfuração utilizado e conter as menores aberturas de tela (MESH) compatíveis com a operação. No campo são utilizadas peneiras vibratórias em uma posição inclinada. A finalidade de promover a vibração

da tela de uma peneira é fazer com que se tenha um fluxo decadente das partículas sólidas a fim de liberar a área sobre a tela.

 Hidrociclones

No processo de separação fluido-sólido em hidrociclones, a pressão de alimentação é convertida em força centrífuga que atua dentro do cone para promover a separação das partículas de acordo com a Lei de Stokes. É um sistema utilizado para remover as partículas sólidas que não ficaram retidas na peneira vibratória.

O hidrociclone é composto de uma parte cilíndrica ligada a uma parte cônica com uma pequena abertura no fundo para a saída do underflow, uma abertura maior no topo para a descarga do overflow e uma abertura lateral para a alimentação no corpo do equipamento. O fluido é injetado sob pressão a partir de uma bomba centrífuga ao equipamento, fazendo com que as partículas tenham um comportamento rotacional no interior do cone, gerando uma força centrífuga acentuada. Com isso, forma-se um movimento em espiral descendente, arrastando as partículas maiores e mais pesadas para a descarga underflow. As partículas finas e menos densas são arrastadas para o centro do equipamento, onde se forma um movimento em espiral ascendente levando estas para a descarga overflow.

Segundo Melo (2009), o desempenho de separação do equipamento é diretamente relacionado com a viscosidade do fluido, com o teor de sólidos na alimentação e com a pressão de bombeio. Quanto menor a viscosidade maior a eficiência da separação do hidrociclone. A eficiência do processo depende do bom funcionamento das peneiras vibratórias, pois se o fluido chegar ao hidrociclone com alto teor de sólidos a separação vai ter um baixo desempenho. A maioria dos hidrociclones utilizados no campo requerem de 70 a 80 pés de fluido de pressão hidrostática para ter um bom desempenho na separação.

 Mud Cleaner

O sistema Mud Cleaner corresponde a um sistema composto de uma peneira vibratória de alto desempenho (tela de 200 – 400 mesh) instalada logo abaixo dos hidrociclones. Segundo Melo (2009), esse sistema é direcionado ao uso de fluidos pesados, pois as partículas removidas são maiores que a baritina, e o filtrado do Mud Cleaner, ou seja, os sólidos remanescentes retornam ao fluido, reduzindo tanto os custos quanto os efluentes do processo.

 Centrífuga Decantadora

Uma centrífuga decantadora ou decantador centrífugo é constituída por um tambor rotativo com uma rosca transportadora em seu interior. O sistema opera com o princípio de submeter o fluido a altas forças centrífugas fazendo com que a taxa de sedimentação de sólidos seja acelerada.

O fluido livre de sólidos é recuperado pela porção terminal do decantador, já os sólidos são direcionados para fora do equipamento por ação de uma rosca transportadora.

Um fator importante no controle de sólidos em um fluido é a remoção da maior quantidade possível de cascalhos na primeira vez que são bombeados para fora do poço junto com o fluido. Os sólidos que não são removidos durante a primeira circulação do fluido estão sujeitos a uma degradação mecânica durante cada ciclo do fluido até que se tornem finos o suficiente para impedir a sua remoção por meios mecânicos (PEREIRA, 2010).

3.2 PROBLEMÁTICA NO DESCARTE DE EFLUENTES DO PROCESSO DE PERFURAÇÃO DE POÇOS

3.2.1 Impacto Ambiental

Por vezes, o fluido de perfuração incorpora uma grande quantidade de sólidos ativos e inertes durante o processo de perfuração. Quando essa quantidade provoca alterações significativas nas propriedades físico-químicas do fluido, temos um caso de contaminação, principalmente nas propriedades reológicas. Em alguns casos a reutilização do fluido se torna inviável economicamente, uma vez que a correção necessária exigiria gastos superiores ao valor comercial do fluido.

O descarte inadequado de fluidos de perfuração contaminados pode levar a sérios danos ambientais. Por exemplo, em ambientes onshore, o sal presente na composição de fluidos de perfuração aquosos, devido a sua mobilidade química, pode contaminar o solo, acelerar o processo de desertificação, poluir rios e lençóis freáticos (PEDROTTI et al., 2015).

Segundo Garcia & Vaqueiro (2001), a elevada concentração de sais no solo faz com que as plantas sofram stress por secura, mesmo com grande quantidade de água disponível. Isso ocorre pelo motivo de sais solúveis conferir um aumento do potencial osmótico no solo. Esse potencial corresponde a força com que os sais dissolvidos no solo tentam reter as moléculas de água disponível, diminuindo assim a hidratação das plantas.

O descarte inadequado de efluentes implica em danos ao meio ambiente, além de um elevado custo com ações corretivas (PAIXÃO, 2015).

3.3 BIOPOLÍMEROS

Os biopolímeros são preferencialmente utilizados em alguns setores da indústria petrolífera por apresentarem, em sua grande maioria, características hidrofílicas e aniônicas (podem ser ionizados no meio aquoso), o que possibilita sua solubilização em água ou absorção de grande quantidade de água do meio. Além disso, alguns biopolímeros utilizados em formulações de fluidos de perfuração podem conferir uma alta viscosidade ao fluido por apresentarem massas molares elevadas (CAENN & CHILLINGAR, 1996).

Um dos principais tipos de biopolímeros são os polissacarídeos, que são derivados de reações de condensação de monossacarídeos. Os polissacarídeos possuem grande aceitação na indústria por serem biodegradáveis, de fácil obtenção e geralmente possuírem baixo custo, como exemplo a goma guar e a goma xantana (MADRUGA, 2016; ZORNIO, 2010).

3.3.1 Goma Xantana

A goma xantana (GX), cuja estrutura química está apresentada na Figura 3, é um polissacarídeo formado por uma estrutura primária composta por repetidas unidades de pentassacarídeos. Sua cadeira principal é formada por unidades (1→4)-β-D-glicose, contendo na posição C-3 de cada resíduo de glucose alternada uma cadeira lateral de trissacarídeo carregada. É um biopolímero de caráter aniônico, ramificado e apresenta alta massa molar, e pode ser obtido a partir da fermentação de carboidratos extraídos do milho ou cana-de-açúcar por ação de uma bactéria do tipo Xanthomonas Campestris (KHOURYIEH et al., 2007; LECOURTIER & XIE, 1992; PEREIRA, 2015).

Figura 3 - Estrutura química da goma xantana.

Fonte: Pradella (2006)

A sua aplicabilidade em fluidos de perfuração está relacionada com a sua relativa estabilidade térmica e boas propriedades reológicas (PEREIRA, 2015; PETRI et al., 2010).

Segundo Challen (1993), a variação de pH de 1,5 a 11 não interfere significativamente na estabilidade de soluções com 1% de goma xantana, porém em soluções com 0,25% de goma xantana, foi constatado um valor máximo de viscosidade na faixa de pH entre 6 e 8, provando que, dependendo da concentração, o valor de pH influencia diretamente na estabilidade do polímero no meio.

Com relação à força iônica, a presença de eletrólitos aumenta a resistência térmica da goma xantana e pode mudar o seu comportamento reológico, devido a alterações em sua conformação. Em baixas concentrações de polímero, a repulsão entre os grupos carboxílicos da goma xantana tende a desordenar a estrutura do polímero em solução, porém com a presença de eletrólitos, os cátions tendem a anular as cargas dos grupos carboxílicos e favorecer a formação de uma estrutura ordenada das cadeiras em solução, aumentando a resistência térmica do polímero. Em contrapartida, a adição de eletrólitos pode diminuir a viscosidade da solução com baixa concentração de goma xantana. Porém, em altas concentrações do polímero, a presença de sais pode conferir um aumento na viscosidade da solução por favorecer a formação de uma conformação de dupla hélice para o polímero em solução (HOLZWARTH, 1976; LUZ, 2014).

3.3.2 Goma Guar

A Goma Guar (GG) é um polissacarídeo da classe das galactomananas e é obtido a partir do endosperma de sementes da leguminosa Cyamopsis Tetragonolobus, conhecida como Guar. Como pode-se observar na Figura 4, a sua estrutura consiste em unidades de hexoses (1→4)-β-D-manose que forma a cadeia principal e resíduos de (1→6)-α-D-galactose (CARICO & BAGSHAW, 1978; PAIXÃO, 2015).

Figura 4 - Estrutura química da goma guar.

Fonte: PRASAD et al. (2009)

A goma guar é um polímero hidrossolúvel que quando solubilizado em água resulta em soluções viscosas e estáveis. No entanto, a viscosidade da solução desse polissacarídeo é dependente do pH, do tamanho da molécula e da temperatura. Quanto maior o tamanho das moléculas, maior será viscosidade da solução polimérica. Já em relação ao pH, as moléculas de goma guar sofrem uma hidratação mais rápida em pH 8, contudo são estáveis na faixa de pH entre 4,0 e 10,5. As soluções de GG normalmente apresentam aspecto turvo devido à presença de fibras insolúveis e material celulósico (MARK et al., 1980, BOCCHINFUSO et al., 2010).

Em solução, o polímero apresenta uma conformação de novelo aleatório com certo grau de rigidez. Contudo, a rigidez da cadeia pode ser aumentada pela presença de agentes reticulantes químicos que formam uma estrutura de gel, conforme apresentado na Figura 5.

Figura 5 - Formação do gel derivado da goma guar.

Fonte: Adaptado de Bocchinfuso et al. (2010)

3.3.3 Hidrogéis de Goma Guar

Os hidrogéis têm sido aplicados em diferentes campos industriais, desde a medicina até a indústria do petróleo. Esses sistemas são capazes de responder à variação de pH, força iônica, temperatura e corrente elétrica. Devido à capacidade de responder rapidamente a estímulos externos, tais sistemas recebem a denominação de materiais “inteligentes” (SOPPIMATH et al., 2001).

A goma guar apresenta grupos hidroxila disponíveis para modificação. Em presença de íons borato, as hidroxilas na posição cis presentes nos anéis cíclicos do monômero possibilitam a formação de um gel pela ligação cruzada entre duas cadeias poliméricas, como apresentado na Figura 6.

Fujiwara et al. (1988), Shibayama et al. (1992), Tadokoro et al. (1981), e Pezron et al. (1987) propuseram que o íon borato interage com as cadeias poliméricas por meio de interações físicas/químicas. Porém, o modelo mais aceito atualmente afirma que o íon borato interage de modo a formar uma reticulação química entre as cadeias poliméricas.

Figura 6 - (A) Representação esquemática da interação física/química e (B) representação da interação química entre duas cadeias poliméricas.

Fonte: BOCCHINFUSO et al. (2010)

O ácido bórico coexiste em equilíbrio com o íon borato quando em solução aquosa, em função do pH (BISHOP et al., 2004). Em presença de íon borato, as moléculas de goma guar podem sofrer uma reticulação química através da formação de ligações cruzadas entre as cadeias. A presença de várias ligações cruzadas confere propriedades de gel à solução (TAYAL; PAI & KHAN, 1999).

Pezron e colaboradores (1988) mostraram que abaixo de pH 7,5 não existe nenhum tipo de complexo ácido bórico-diol, e os sinais observados relativos ao complexo aparecem em pH superior a 7,5.

3.4 EFEITO SALTING-OUT

O efeito salting-out corresponde a um fenômeno de natureza físico-química observado quando se adiciona eletrólitos em soluções coloidais. Geralmente, a presença de eletrólitos diminui a solubilidade de polímeros em solução (EECKMAN; AMIGHI; MOËS, 2001).

Um eletrólito forte se trata de um sal com grande capacidade de dissociação quando em meio aquoso, como por exemplo o cloreto de potássio (KCl) (PAIXÃO, 2015).

A presença de sal pode diminuir a hidratação das cadeias poliméricas, levando a um aumento do caráter hidrofóbico do polímero. O aumento da polaridade do meio aquoso, então, aumenta as interações hidrofóbicas. O incremento dessas interações favorece a agregação das moléculas coloidais, fato que resulta em uma menor solubilidade do polímero em água, como representado na Figura 7 (EECKMAN; AMIGHI & MOËS, 2001; LIU et al., 2010).

Figura 7 - Comportamento do polímero frente ao efeito Salting-out.

Fonte: Vieira (2006)

Pereira (2011) estudou o efeito da força iônica sobre as propriedades reológicas de géis de fraturamento à base de goma guar, verificando que a adição de KCl no pré-gel de goma guar promove o colapso do gel, devido, provavelmente, ao fenômeno de salting-out.

Já Paixão (2015), verificou que a adição de eletrólitos ao pré-gel de goma guar, além de exercer um importante papel no comportamento de equilíbrio de fases do gel, sendo responsável pelo colapso da estrutura de gel formada após reticulação do polímero, devido ao fenômeno de salting-out, promove também o aparecimento de um sobrenadante de aspecto visual límpido, com viscosidade equivalente à da água e com a mesma salinidade do pré-gel antes da reticulação química.

4. PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL

4.1 MATERIAIS

Os aditivos utilizados durante o procedimento experimental foram produtos comerciais cedidos pela PETROBRAS e utilizados sem qualquer purificação adicional. Sendo esses: goma xantana (GX), goma guar (GG), cloreto de potássio (KCl), ácido bórico (H3BO3), hidróxido de

sódio (NaOH) e carbonato de cálcio (CaCO3).

4.2 EQUIPAMENTOS 4.2.1 Testes físicos

Tabela 1 – Testes físicos e equipamentos utilizados.

Teste Equipamento Modelo Marca

Viscosidade Viscosímetro 35-A FANN

Teor de sólidos Kit Retorta 10 mL 871 FANN

Peso específico Balança de lama 140 FANN

Fonte: Autor (2016)

4.2.2 Testes químicos

Tabela 2- Testes químicos e métodos utilizados.

Teste Método

Alcalinidade Volumétrico

Salinidade Volumétrico (Método de Mohr)

pH Método colorimétrico Fonte: Autor (2016)

4.2.3 Demais equipamentos

Tabela 3 - Equipamentos utilizados para preparo do fluido e dos géis.

Equipamento Modelo Marca

Balança analítica PG5002-5 Mettler Toledo

Misturador 936 Hamilton Beach

4.3 METODOLOGIA

Diferentes sistemas de géis de goma guar foram preparados, com a finalidade de determinar as concentrações ideais de polímero e agente reticulante para aplicação na separação da fase aquosa salina de um fluido de perfuração aquoso. Por fim, foi preparado uma nova formulação de fluido a partir do sobrenadante salino obtido após o colapso do gel, provocado pelo efeito salting-out.

Todos os procedimentos relacionados ao fluido de perfuração foram realizados de acordo com o Procedimento de Laboratório para Testes de Fluidos Base Água (TAVARES, 2010).

4.3.1 Avaliação dos géis de goma guar

Diferentes formulações de géis de goma guar foram preparadas variando as quantidades de polímero e ácido bórico em 350,5 mL (1 bbl-eq) de salmoura, sob agitação constante de 16000 rpm, em um agitador Hamilton Beach modelo 936, a 25 oC a fim de determinar a concentração ideal do polímero e do agente reticulante para aplicação no processo de separação da fase aquosa salina do fluido de perfuração aquoso. A avaliação foi feita através de medidas dos volumes de sobrenadantes salinos obtidos em 24 horas. Em todas as formulações avaliadas (Tabela 4), a concentração do cloreto de potássio foi constante e igual a 60 ppb (lb/bbl). Houve um intervalo de 10 minutos após a adição da goma guar para adição do ácido bórico e em todos os sistemas o pH foi elevado para ≥ 11 após a adição do ácido bórico.

Tabela 4 - Variação das concentrações de GG e Ácido Bórico.

Géis Concentração GG (lb/bbl) Reticulante (lb/bbl)

G1 0,35 (1,0g/L) 0,25 (0,714g/L) G2 0,52 (1,5g/L) 0,25 G3 1,5 (4,3g/L) 0,25 G4 2,0 (5,7g/L) 0,25 G5 0,35 0,5 (1,43g/L) G6 0,52 0,5 G7 1,5 0,5 G8 2,0 0,5 G9 0,35 0,75 (2,143g/L) G10 0,52 0,75 G11 1,5 0,75 G12 2,0 0,75

G13 0,35 1,0 (2,857g/L)

G14 0,52 1,0

G15 1,5 1,0

G16 2,0 1,0

Fonte: Autor (2016)

4.3.2 Preparação do fluido de perfuração aquoso

A preparação do fluido de perfuração aquoso se deu através da adição dos aditivos à água, sob agitação constante de 16000 rpm, em um agitador Hamilton Beach modelo 936, a 25

o_C.

Os aditivos foram adicionados a um volume de 350,5 mL (1 bbl-eq) de água nas sequências indicadas nas Tabela 5.

Tabela 5 - Formulação do fluido polimérico.

Componente Quantidade

Água industrial 350,5 mL

Goma xantana 2 lb/bbl

Cloreto de potássio 60 lb/bbl

Hidróxido de sódio QSP pH 9-10

Carbonato de cálcio 2-44 Até peso 9,5

Fonte: Autor (2016)

4.3.3 Caracterização do fluido de perfuração

O fluido de perfuração aquoso preparado foi caracterizado através de medidas de: viscosidade, utilizando um viscosímetro rotativo FANN, modelo 35-A; teor de sólidos, utilizando um kit retorta 10 mL modelo 871; peso específico, através de uma balança de lama FANN 140; salinidade, por meio do método de Mohr; pH, através do método colorimétrico (método da fita); e alcalinidades Pf e Mf.

4.3.4 Contaminação do fluido de perfuração

O fluido de perfuração preparado como descrito no item 4.3.2 foi contaminado com 20 g de mistura (1:1) de bentonita e argila da formação cedida pela PETROBRAS. Logo após, as caracterizações descritas no item 4.3.3 foram repetidas no fluido contaminado para evidenciar o grau de contaminação do fluido.

4.3.5 Preparação de géis de goma guar no fluido contaminado

Foram selecionados 4 sistemas de géis da Tabela 4 para aplicação no fluido de perfuração contaminado com argila. Os géis de goma guar foram preparados de modo in situ no fluido de perfuração aquoso contaminado de acordo com a ordem de adição descrita na Tabela 6, sob agitação constante de 16000 rpm, em um agitador Hamilton Beach modelo 936, a 25 oC.

Tabela 6 - Ordem de adição para preparação dos géis no fluido polimérico contaminado.

Componente

Goma guar Ácido bórico

Hidróxido de sódio QSP pH 9-10 Fonte: Autor (2016)

Os sistemas de géis utilizados nesta etapa foram G6, G14, G15 e G16.

Os géis de goma guar preparados a partir do fluido de perfuração permaneceram em repouso por 24 horas frente ao efeito salting-out. Em intervalos de tempo de 8 em 8 horas foram retiradas alíquotas de sobrenadante salino. Ao final do tempo, o volume total de sobrenadante de cada sistema foi quantificado e o sistema que exsudou o maior volume de sobrenadante selecionado e o sobrenadante salino foi submetido às análises descritas no item 4.3.3 para o fluido de perfuração polimérico.

4.3.6 Preparo de um novo fluido a partir do sobrenadante salino obtido

O sobrenadante, recolhido e caracterizado, do sistema mais eficiente analisado no item 4.3.5, foi utilizado como base para a preparação de um novo fluido de perfuração. Este fluido possuía uma composição equivalente à do fluido antes da contaminação com a mistura de bentonita e argila de formação.

Para isso, o volume de sobrenadante salino foi ajustado até 1 bbl-eq (350,5 mL), a salinidade corrigida ao valor inicial e o pH ajustado para um valor entre 9-10.

Após o preparo do fluido, o mesmo foi submetido aos testes de caracterização já citados (item 4.3.3), com o intuito de validar o tratamento proposto.

5. RESULTADOS E DISCUSSÃO 5.1 Avaliação dos géis de goma guar

A presença de sal aumenta a polaridade do meio aquoso, o que provoca o aumento das interações hidrofóbicas. O incremento dessas interações favorece a agregação, fato que resulta em uma menor solubilidade do polímero em água (LIU et al., 2010). Com isso, o efeito salting--out pode ser utilizado para obtenção de uma fase rica em polímeros e uma fase rica de sais em solução. A natureza da fase aquosa, bem como a diferença das propriedades, principalmente, em termos de polaridade, faz com que seja possível a separação de matérias de propriedades complexas, tais como os fluidos de perfuração. As moléculas de água que antes hidratavam o polímero vão preferencialmente tender a solvatar os íons salinos, aumentando o caráter hidrofóbico da rede formada e levando à precipitação do gel, como representado na Figura 8.

Figura 8 – Representação do colapso e precipitação do gel de goma guar frente ao efeito salting-out.

Fonte: Autor (2016)

Os volumes dos sobrenadantes salinos oriundos do colapso dos géis de goma guar foram medidos e constatou-se que ocorreu o colapso na maioria dos sistemas de goma guar e agente reticulante estudados, como pode-se verificar nos gráficos das Figuras 9, 10, 11 e 12.

Figura 9 - Volumes dos sobrenadantes salinos dos géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 0,25 lb/bbl.

Fonte: Autor (2016)

Figura 10 - Volumes dos sobrenadantes salinos dos géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 0,5 lb/bbl.

Figura 11 - Volumes dos sobrenadantes salinos dos géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 0,75 lb/bbl.

Fonte: Autor (2016)

Figura 12 – Géis com variação da concentração de goma guar (GG) e concentração de agente reticulante 1,0 lb/bbl.

A escolha das concentrações do polímero para o estudo foi determinada de acordo com a concentração crítica da goma guar determinada por Pereira (2011), aproximadamente 1,7g/L. Com isso, escolheu-se duas concentrações acima e duas abaixo da concentração crítica da goma guar para avaliar o comportamento do polímero em regimes diferentes na formação do gel complexado com íons borato, na presença de eletrólitos.

De acordo com a Figura 9, pode-se verificar que para sistemas poliméricos com a concentração de reticulante fixada em 0,25 lb/bbl não ocorre separação de fases (colapso), pois não houve formação inicial de um macrogel. No entanto, quando a concentração de agente reticulante é aumentada para 0,5 lb/bbl (Figura 10) ocorre formação gel, com posterior colapso e aparecimento do sobrenadante salino. Com isso, podemos atribuir o valor de 0,5 lb/bbl como concentração crítica do agente reticulante para a formação dos géis de goma guar.

Para os sistemas poliméricos estudados, a concentração de goma guar também apresentou um valor crítico (0,52 lb/bbl), visto que para valores de 0,35 lb/bbl não houve formação do gel.

De acordo com esses valores, percebe-se que em baixas concentrações de polímero ou agente reticulante, a quantidade de reticulações (micro e macroreticulações) químicas formadas são insuficientes para formar o gel macroscópico de goma guar. A força das poucas reticulações formadas nesses sistemas não foi capaz de conferir um aspecto rígido nas cadeias de goma guar, consequentemente, o polímero permaneceu em solução.

Os sistemas poliméricos formados a partir das concentrações críticas de goma guar e do agente reticulante apresentaram elevados volumes de sobrenadante salino, o que evidencia a formação inicial do gel. Dessa forma, qualquer concentração de goma guar e do agente reticulante acima das concentrações críticas poderiam ser satisfatórias para a aplicação no fluido de perfuração aquoso contaminado. No entanto, para o presente trabalho, utilizou-se os sistemas de géis G6, G14, G15 e G16 (sistemas que apresentaram os maiores volumes de sobrenadante) para aplicação e avaliação no sistema de fluido de perfuração aquoso.

5.2 Caracterização do fluido polimérico antes e após a contaminação com argila Na Tabela 7 é possível observar os valores dos testes de caracterização realizados com o fluido polimérico. Os resultados obtidos nos testes provam que houve contaminação com a mistura de sólidos, pois constatou-se aumento, principalmente, nos valores do peso específico, do teor de sólidos e da viscosidade aparente.

Tabela 7 - Caracterização do fluido polimérico e do fluido polimérico contaminado com 20 ppb de argila de uma formação rochosa e bentonita (1:1 m/m).

Testes FP FP (contaminado)

Peso específico (lb/gal) 9,5 9,65

pH 9-10 8-9 Salinidade Cl- _(mg.L-1_{) 75143,9 76482,9} Alcalinidade [CO32-] = 0,5 [HCO3-] = 0,084 [CO32-] = 0,48 [HCO3-] = 0,306 Teor de sólidos (%S) 4,6 6,7

Viscosidade aparente (mPa.s) 17 20

Fonte: Autor (2016)

5.3 Análises dos sistemas de géis aplicados no fluido polimérico

O tratamento proposto neste trabalho se baseou na formação do gel de goma guar in situ no fluido de perfuração, promovendo a gelificação do sistema como todo.

Simultaneamente à gelificação, ocorreu o efeito salting-out provocado pela alta concentração de eletrólitos presentes no fluido de perfuração, promovendo a diminuição da solubilidade/solvatação das cadeias de goma guar pela água, resultando no colapso do gel. Como consequência, teve-se a separação de fases e consequente encapsulamento do material em suspensão pela estrutura formada apenas nos sistemas G15 e G16, como pode-se observar na Tabela 8.

Tabela 8 – Sistemas de géis de goma guar aplicados no fluido polimérico.

Géis Volume de sobrenadante G6 Não colapsou G14 Não colapsou G15 168 mL G16 185 mL Fonte: Autor (2016)

Os géis que não colapsaram com o material do fluido apresentaram um aspecto resistente, como pode-se observar na Figura 13, porém ineficaz para o método proposto neste trabalho, pois não houve colapso do gel.

Figura 13 – Géis de goma guar com concentração de polímero abaixo da concentração crítica.

Fonte: Autor (2016)

Os sistemas de géis com concentrações de goma guar acima da concentração crítica foram eficientes na remoção dos sólidos e partículas coloidais suspensas no fluido polimérico, pois ambos sistemas (G15 e G16) aplicados no fluido polimérico apresentaram volumes de sobrenadante salino e um gel precipitado, como pode-se observar na Figura 14, o sistema G16.

Figura 14 – Gel colapsado e sobrenadante salino recolhido no teste de aplicação do G16 no fluido polimérico contaminado.

Pode-se notar que os sistemas que apresentam uma maior quantidade de polímero e agente reticulante tendem a exsudar um maior volume de sobrenadante, possivelmente devido a presença de um maior número de reticulações químicas, aumentando a força da rede reticulada. Também é notório que os sistemas que apresentam uma concentração de polímero abaixo da concentração crítica não colapsaram. Possivelmente, devido à formação de um número de reticulações químicas insuficientes para promover o colapso de um fluido que apresenta uma determinada viscosidade/resistência inicial devido à presença da goma xantana no meio, assim, dificultando o colapso do gel.

5.4 Caracterização do sobrenadante salino

O volume de sobrenadante recolhido para o fluido polimérico, de acordo com os resultados mostrados na Tabela 9, apresenta viscosidade equivalente à da água, indicando a inexistência de polímero em solução. Já, o valor de salinidade para o sobrenadante coincide com o do fluido contaminado, indicando uma fase rica em eletrólitos e o gel colapsado como resíduo livre da presença de sais, comportamento regido pelo efeito salting-out.

O teor de sólidos remanescente no sobrenadante corresponde à recristalização que ocorreu na retorta de cristais de KCl e outros possíveis sólidos dissolvidos que se encontravam em solução.

Tabela 9 – Caracterização do sobrenadante salino

Testes Sobrenadante – FP Volume (mL) 185 pH 12-13 Salinidade , Cl- _(mg.L-1_{) 75143,91} Alcalinidade [OH-_{] = 1,3} [CO32-] = 5,25 Teor de sólidos (%S) 0,6%

Viscosidade aparente (mPa.s) 1,5

5.5 Caracterização do Fluido Polimérico preparado a partir do sobrenadante salino

A partir do sobrenadante oriundo do colapso dos gel de goma guar preparado no fluido polimérico, foi preparada uma nova formulação de fluido, visando retornar às propriedades do fluido antes da contaminação.

De acordo com a Tabela 10, percebe-se que o objetivo principal do trabalho foi alcançado, já que foi possível preparar uma nova formulação a partir do sobrenadante salino. Para isso, o pH do sobrenadante foi corrigido de 12 para 10, para permitir a dispersão e solubilização dos polímeros. Além disso, o volume do sobrenadante foi ajustados para 1 bbl-eq (350,5 mL).

Tabela 10 - Caracterização do fluido polimérico antes da contaminação com argila e do fluido preparado a partir do sobrenadante salino obtido a partir do colapso do gel de goma guar.

Testes FP FP (novo)

Peso específico (lb/gal) 9,5 9,5

pH 9-10 9-10 Salinidade Cl- _(mg.L-1_{) 75143,9 75238,43} Alcalinidade [CO32-] = 0,5 [HCO3-] = 0,084 [CO32-] = 1,2 [HCO3-] = 1,05 Teor de sólidos (%S) 4,6 3,79

Viscosidade aparente (mPa.s) 17 15,5

6. CONCLUSÕES

O presente trabalho teve como objetivo principal desenvolver um método para a reutilização da fase aquosa salina de fluidos “inutilizados” por contaminação com argila, através do colapso das partículas e moléculas coloidais suspensas, utilizando géis de goma guar. A partir dos resultados obtidos foi possível concluir que:

 Em certas condições, dependendo das concentrações de polímero e reticulante, é possível precipitar géis de goma guar através da alteração da hidratação das cadeias poliméricas;  O colapso do gel de goma guar preparado em um fluido polimérico contaminado, promoveu

o aparecimento de um sobrenadante de aspecto visual límpido, com viscosidade equivalente à da água e salinidade equivalente ao do fluido que lhe deu origem;

 De acordo com os resultados apresentados, o tratamento de fluidos de perfuração empregando géis de goma guar foi eficiente para o fluido testado, pois foi obtido volume de sobrenadante salino com salinidade próxima a do fluido de origem. Sendo assim, possível preparar um novo fluido a partir do sobrenadante oriundo do colapso de gel de goma guar, evitando o descarte inadequado de resíduos salinos e gastos com remediação ambiental.

 O método proposto por esse trabalho não visa substituir nenhum método de extração de sólidos operante na indústria do petróleo. A proposta configura uma alternativa viável para a recuperação de soluções aquosas salinas que seriam descartadas.

REFERÊNCIAS

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