6º CONGRESSO BRASILEIRO DE PESQUISA E DESENVOLVIMENTO EM PETRÓLEO E GÁS

6º CONGRESSO BRASILEIRO DE PESQUISA E

DESENVOLVIMENTO EM PETRÓLEO E GÁS

TÍTULO DO TRABALHO:

Avaliação dos parâmetros cinéticos de inchamento de argilas bentoníticas em fluidos aquosos

AUTORES:

Geilson César B. Albano§, Fabio P. Fagundes§, Ítalo Guimarães M. da Silva†, Bruno Allysson B. D. Araújo§, Rosangela de Carvalho Balaban§

INSTITUIÇÃO: §

Laboratório de Pesquisa em Petróleo, Instituto de Química – UFRN. Natal, Brasil

†

Newpark Drilling Fluids do Brasil. Macaé, Brasil. Este Trabalho foi preparado para apresentação no 6° Congresso Brasileiro de Pesquisa e Desenvolvimento em Petróleo e Gás- 6°

PDPETRO, realizado pela a Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás-ABPG, no período de 09 a 13 de outubro de 2011, em Florianópolis-SC. Esse Trabalho foi selecionado pelo Comitê Científico do evento para apresentação, seguindo as informações contidas no documento submetido pelo(s) autor(es). O conteúdo do Trabalho, como apresentado, não foi revisado pela ABPG. Os organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões da Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás. O(s) autor(es) tem conhecimento e aprovação de que este Trabalho seja publicado nos Anais do 6°PDPETRO.

Avaliação dos parâmetros cinéticos de inchamento de argilas

bentoníticas em fluidos aquosos

Abstract

The clay swelling is an undesirable damage that reduces the formation permeability as well as causes serious problems during the drilling operation. It occurs when the filtrates from drilling, completion or stimulation water base fluids enter into the formation. The most common swelling clays are smectite and smectite mixtures that create an almost impermeable barrier for fluid flow when they are located in the larger pores of a reservoir rock. In this paper the effect of water based fluids composition on the interactions with bentonite was evaluated in two different situations: in an unconsolidated state (aqueous suspension) and in consolidated state (pellets) of the clay. The swelling tests of consolidated clay showed an anomalous water diffusion (not fickian pattern), attributed to the interactions between the constituents, and the rheological analysis of clay aqueous suspensions showed a good correlation with the clay swelling parameter, indicating that rheological properties can be used to estimate the efficiency of clays inhibitors.

Introdução

Nas operações upstream, mais precisamente na perfuração de poços, a inibição do inchamento de folhelhos é uma preocupação constante. Quando o fluido de perfuração aquoso entra em contato com os diferentes tipos e quantidades de camadas de argilominerais, que se encontram organizadas em pacotes laminares na formação rochosa, esses argilominerais sofrem intumescimento. A magnitude da expansão depende da natureza dos cátions trocáveis e da estrutura da argila (Slade, 1991). Em poços de perfuração de petróleo, esse intumescimento pode causar uma série de problemas em operações de produção, tais como aprisionamento de ferramentas, desmoronamento das paredes do poço, alargamento do poço e comprometimento da permeabilidade da rocha reservatório (Boeke et al, 1995; Musaed, 1996; Richard et al, 2010).

No passado, os fluidos de perfuração sintéticos à base de óleo (fluidos não aquosos) foram amplamente utilizados para evitar os problemas gerados pelo processo de inchamento da argila. No entanto, esses fluidos, frequentemente, causam sérios impactos ao meio ambiente. Atualmente, a indústria do petróleo vem empregando os fluidos de perfuração à base de água sempre que possível, porque esses fuidos apresentam custos relativamente menores e têm baixo impacto ambiental (Montilva, 2007).

Existem aditivos químicos, orgânicos e inorgânicos, que minimizam as interações rocha (folhelho)-fluido (água). Esses inibidores atuam sobre os sítios ativos iônicos/polares da argila localizados no espaçamento basal e nas arestas laterais, dificultando a entrada de moléculas de água e reduzindo eficazmente a hidratação das argilas (Bassi et al 2009;. Retz et al, 1991;. Serra, 2003).Os principais aditivos orgânicos usados como inibidores de inchamento de argila são moléculas catiônicas contendo grupos amônio quaternário em suas estruturas, no entanto, eles são considerados caros pela indústria do petróleo. Por esta razão, eles são geralmente empregados em associação com sais inorgânicos de sódio e potássio (Ghimici, 2002). Neste trabalho, são apresentados resultados da investigação do efeito da composição dos fluidos sobre a cinética de difusão da água nas partículas de bentonita.

Metodologia

Materiais

Hidróxipropil amido (HPA), óxido de magnésio (MgO) e calcita (CaCO3) foram gentilmente

doados pela NewPark Drilling Fluids do Brasil. O agente bactericida (BC) foi fornecido pela Lambra Ltda. Hidróxipropil guar (HPG), inibidor de argila (SI) (polímero catiônico), NaCl, KCl e anti-espumante (AF) foram gentilmente concedidos pela PETROBRAS.

Para a preparação dos fluidos, os seguintes aditivos foram adicionados a 1 barril (bbl) de água, na seqüência em que são citados: HPG, HPA, SI, MgO, NaCl/KCl (quando presentes), AF, BC, e calcita. Após cada adição, os produtos foram misturados por 10 minutos, em um misturador Hamilton Beach, a 18000 rpm.

Análise reológica

As propriedades reológicas das dispersões aquosas de bentonita em salmoura de NaCl e KCl foram avaliadas em reômetro da

Thermo Fisher Scientific, modelo

Inchamento de argilas

Cerca de 20 gramas de argila bentonítica foram submetidas à pressão de 104 psi, em um compactador da Fann, durante 90 minutos. As pastilhas obtidas foram deixadas em dessecador contendo cloreto de cálcio por 24 horas e, em seguida, foram acopladas ao medidor de inchamento linear (Fann Linear Swell Meter Modelo 2000). Posteriormente, as pastilhas foram colocadas em contato com 250 ml dos fluidos estudados, à temperatura ambiente, por 180 minutos.

O grau de inchamento das pastilhas (S) foi calculado em função do tempo de contato com o fluido, em tempos pré determinados, através da Equação 1, onde wt é o peso da pastilha em

determinado tempo, e wd é o peso da pastilha seca.

(%)

100

w

w

S

w









_

_







A composição dos fluidos preparados para o estudo de inchamento de argilas é apresentada na Tabela 1.

Tabela 1: Composição dos fluidos aquosos investigados

Aditivo Unidade F0NaCl F0KCl F1 F1-21 F1-40 F1-S21 F1-S40

água bbl 1 1 1 1 1 1 1 HPG lb/bbl 0 0 2 2 2 2 2 HPA lb/bbl 0 0 5 5 5 5 5 SI lb/bbl 0 0 0 0 0 9 9 MgO lb/bbl 0 0 1 1 1 1 1 NaCl lb/bbl 17 0 0 21 40 21 40 KCl lb/bbl 0 22 0 0 0 0 0 AF gotas 0 0 6 6 6 6 6 BC lb/bbl 0 0 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 CaCO3 lb/bbl 0 0 20 20 20 20 20 Resultados e Discussão

A Tabela 2 apresenta os parâmetros cinéticos de inchamento da argila estudada. S180

corresponde ao grau de inchamento das pastilhas em 180 minutos; n’ é um expoente que indica o modo de transporte da água no meio, um valor de n’ igual a 0.5 indica um mecanismo de difusão Fickiano, e no intervalo 0.5-1 indica que o mecanismo de difusão é anômalo; k é uma constante característica do sistema (Katime, Novoa & Zuluaga, 2001; Maltais, Remondetto & Subirade, 2010). A Equação 2 mostra a correlação entre esses parâmetros.

' 180 n t t S F kt S   (2)

O inchamento fracional, Ft, foi determinado em função do tempo, e a Equação 2 foi utilizada

para descrever a difusão da água nas pastilhas em contato com os diferentes fluidos.

A Tabela 2 mostra que, quando polímeros não iônicos foram empregados nos fluidos (formulações tipo 1), a constante cinética k aumentou quando a concentração de NaCl foi duplicada (com ou sem SI). Esse efeito pode ser associado a maior mobilidade da água nessas circunstâncias. O maior valor de k foi observado para o fluido de perfuração que não continha nem sal e nem inibidor de argila (F1). Confrontando com o valor de S180, que foi o maior dentre os fluidos de perfuração, pode-se

atribuir o alto valor de k para F1 como sendo resultado da maior saturação de água nessa pastilha, proporcionando mais água livre no sistema. Por outro lado, os menores valores de k foram observados para as pastilhas em contato com soluções aquosas de NaCl e KCl. Isso significa que o transporte de água no meio foi o mais difícil, comparado aos demais casos. Entretanto, os maiores valores de S180

foram observados também para esses sistemas (F0NaCl, F0KCl). Em princípio, esse resultado parece contraditório, precisando ser mais investigado. Não houve diferença significativa entre os valores do expoente difusional (n’) para os fluidos de perfuração, que oscilaram em torno de 0.5-0.6. Entretanto, os valores de n’ para os fluidos F0NaCl, F0KCl (0.705, 0.786, respectivamente) foram bem diferentes daqueles observados para os fluidos de perfuração. Esses resultados indicam que, em todos os casos, ocorre difusão anômala da água nas pastilhas de argila, ou seja, a difusão das moléculas de água pode

sofrer influência da interação entre os diversos componentes do sistema. Porém, a água contida nos fluidos de perfuração apresentou uma tendência de aproximação do comportamento fickiano, com valores para n’ mais próximos de 0.5. Esse resultado poder estar relacionado às interações dos demais aditivos dos fluidos de perfuração com a argila e/ou com a água.

Tabela 2: Parâmetros cinéticos de inchamento da bentonita, a 25oC Fluido S180 (%) n’ (*) k (10³ min -n ) R² F0NaCl 55.66 0.705 25.20 0.9981 F0KCl 29.70 0.786 17.50 0.9921 F1 24.26 0.532 63.40 0.9981 F1-21 22.58 0.590 48.45 0.9933 F1-40 21.10 0.578 54.24 0.9910 F1-S21 20.59 0.633 37.34 0.9982 F1-S40 19.05 0.549 57.53 0.9995 (*): adimensional

Com o intuito de entender melhor a dinâmica de interação entre a argila bentonítica e os sais NaCl e KCl, o comportamento reológico de suas suspensões aquosas foi estudado na faixa de concentração entre 0 a 27 lb/bbl de sal. A Figura 1 mostra uma tendência de estabilização da viscosidade da suspensão da argila com o aumento da concentração de sal, tendendo à viscosidade do solvente, a partir de cerca de 20 lb/bbl de sal. Entretanto, as suspensões da bentonita em solução aquosa de NaCl apresentaram maior viscosidade. Esse resultado indica que as partículas de argila apresentam volume hidrodinâmico maior em solução de NaCl, ou seja, elas encontram-se mais hidratadas do que em solução de KCl. Esse dado está coerente com os parâmetros cinéticos de inchamento mostrados na Tabela 2, onde se observou maior valor de k e de S180 para a argila em

contato com NaCl. Isso indica que, a partir das propriedades reológicas de suspensões aquosas de argilas nos fluidos de interesse, é possível se estimar a concentração ótima do inibidor, assim como o inibidor capaz de proporcionar menor inchamento das argilas.

Figura 1: Viscosidade das suspensões aquosas de bentonita em função da concentração de NaCl e KCl no meio, a 90 s-1 e 25 oC

Conclusões

Os resultados obtidos nesse trabalho mostram que a difusão da água durante o inchamento de argilas em contato com fluidos de perfuração segue um mecanismo anômalo, não fickiano, e sofre influência da presença dos demais aditivos. Além disso, é possível se estimar a concentração ótima de inibidor, assim como a sua eficiência, a partir das propriedades reológicas das suspensões aquosas da argila.

Agradecimentos

Os autores agradecem à Newpark Drilling Fluids do Brasil e à PETROBRAS pelo fornecimento dos aditivos, e ao PRH-30 ANP/MCT pelo suporte financeiro.

Referências Bibliográficas

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Katime, I.; Novoa R.; Zuluaga F. European Polymer Journal. 37, 1465, 2001. Maltais A.; Remondetto G. E.; Subirade M.. Food Hydrocolloids. 24, 518, 2010.

Montilva, J., Oort, E.; Brahim, R.; Luzardo, J.P.; McDonald, M; Quintero, L.; Dye, B.; Trenery, J., SPE-110366, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, U.S.A. 2007.

0,1 1 10 100 0 10 20 30 Viscosidade aparente (mPa.s) Concentração de sal (lbm/bbl) viscosidade x concentração - KCl viscosidade x concentração - NaCl

Musaed, N.J.; Smart, B.G.D., Journal of King Saud University (Engineering Science 2), V.8, 187, 1996.

Retz, R. H.; Friedheim, J; Lee, L. J; Welch , O. O., Society of Petroleum Engineers, SPE 23064, p. 325, 1991.

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