1

José Thomaz Gonçalves

Abril de 2003

2

1-INTRODUÇÃO

A origem dos fluidos de perfuração não aquosos remonta aos anos 20, quando o óleo cru

era usado como fluido de perfuração. As vantagens do uso do óleo como fluido de

perfuração e completação eram óbvias já então:

Argilas não hidratam e não incham

Estabilidade de poço é melhorada

A produção é melhorada em arenitos contendo argilas

Problemas são reduzidos quando se perfura evaporitos (sal, anidrita etc.).

Alargamentos do poço são reduzidos

Propriedades do fluido são mais estáveis

Resistência à contaminação é aumentada

Óleos também possuem certas características que são indesejáveis. Eles são inflamáveis e

conter componentes que levem a desgastes de elementos de borracha, como por exemplo,

mangueiras, o’rings, gaxetas, e elementos do BOP.

Óleos não gelificam e são difíceis de viscosificar, o que dificulta o adensamento. Muitos

óleos contêm elementos tóxicos, o que contraria as legislações ambientais. Eles têm alta

solvência para a maior parte dos gases normalmente encontrados na perfuração de poços

(gás natural, CO2, H2s etc.), o que dificulta a detecção e combate de kicks além de

dificultar a separação do gás na superfície. Óleos custam muito a degradar, ou não

degradam em determinadas condições. Eles também flutuam na água e podem migrar a

grandes distancias do ponto de derramamento, o que dificulta a coleta.

Várias medidas diferentes tem sido tomadas através dos anos, para minimizar os problemas

listados acima, e viabilizar o uso de fluidos não aquosos.

Os primeiros melhoramentos no desempenho dos fluidos não aquosos (na época óleo

cru) foram alcançados com a utilização de asfaltos para aumentar a viscosidade e reduzir o

filtrado. No entanto o sistema apresentava baixa tolerância à contaminação por água.

Apesar da primeira patente sobre “lama à base óleo diesel” ter sido registrada no ano de

1932, somente no início da década de 40 é que esses sistemas começaram a serem aplicados

nos campos de petróleo dos Estados Unidos. No inicio da década de 60, a PETROBRAS

iniciava no Brasil a perfuração de poços com fluidos a base óleo e, na década seguinte,

multiplicaram-se os esforços para a nacionalização de aditivos químicos inerentes a esses

sistemas, desenvolvendo-se inclusive fluidos de composição cem por cento nacional.

Os fluidos a base diesel foram desenvolvidos, para não somente tolerar a contaminação

por água, mas usarem água para manter e controlar suas propriedades. A água emulsionada

reduzia o filtrado e aumentava a viscosidade do fluido. A fase contínua oleosa destes

fluidos atuava como um filme de óleo lubrificante e evitava que a fração aquosa interagisse

com as argilas da formação, proporcionando excelente estabilidade de poço. Estes fluidos

eram tolerantes a contaminações com sal e anidrita. Eles foram chamados de emulsão

inversa, para distinguir dos fluidos a base água emulsionados com 10 a 20 % de diesel que

ainda se usava na época. Esta nomenclatura, no entanto até hoje causa polêmica, pois

mesmo na área de petróleo os técnicos de tratamento de óleo consideram emulsão inversa

às emulsões óleo em água.

3

Para o segmento de perfuração e completação a definição atual de um fluido de emulsão

inversa é a seguinte:

Fluido composto por uma emulsão onde a fase continua é formada por uma base orgânica

que pode ser constituída por um ou mais de um dos seguintes componentes:

Óleo cru, óleo diesel, óleo mineral, óleo mineral hidrogenado, diesel hidrogenado, normal

parafinas, isoparafinas, olefinas, acetais, ésteres, etc.

Uma fase dispersa constituída por um ou mais de um dos seguintes componentes: água

doce, salmoura de cloreto de sódio, salmoura de cloreto de cálcio, salmoura de formiato de

sódio ou potássio, salmoura de formiato de césio, salmoura de brometo de zinco etc.

A fase dispersa é a fase interna da emulsão, como mostra a figura 1.

Fluidos de emulsão inversa , como qualquer outro fluido, devem ser usados quando as

condições técnicas, econômicas, e ambientais justifiquem sua utilização. Antes da seleção

do fluido devem ser considerados aspectos como:

Legislação ambiental

Disposição final dos resíduos

Custo inicial

Custo de manutenção

Problemas de poço esperados

Características do reservatório

Dano à formação

A grosso modo pode se considerar, entretanto que os fluidos não aquosos geralmente

apresentam vantagens técnicas e econômicas quando usados para:

Perfuração de zonas com folhelhos reativos

Perfuração de evaporitos (sal, anidrita, carnalita etc.).

Poços HPHT

Poços onde se necessita testemunhar zonas portadoras de argilominerais sensíveis à

água.

Poços direcionais ou horizontais de grande afastamento

Poços direcionais de trajetória complicada

Poços de pequenos diâmetros (slim hole)

Controle de corrosão

Presença de formações portadoras de H2S e CO2.

4

Algumas características dos fluidos a base óleo são:

1. Propriedades reológicas e filtrantes controláveis até cerca de 500ºF;

2. Maior capacidade de inibição do que os fluidos a base água;

3. Baixíssima taxa de corrosão, sem necessitar o uso de inibidores;

4. Excelentes características lubrificantes ou baixo coeficiente de atrito;

5. Permite um maior intervalo para a variação da densidade (7,5 – 20,0 lb/gal) do que

os fluidos a base água.

6. Baixíssima solubilidade de sais inorgânicos.

7. Dificulta a detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase óleo;

8. Limita o número e tipos de perfis que podem ser usados;

9. Dificulta o tratamento pra combater perdas de circulação.

10. Apresenta menores taxas de penetração.

As crescentes restrições ambientais levaram a industria do petróleo em grande parte dos

paises a abandonar o uso do óleo diesel nos anos 80, e viabilizar a utilização de óleos

refinados que certamente eram menos tóxicos que o diesel. Inicialmente, utilizou-se os

chamados óleos minerais que eram menos tóxicos que o diesel, devido a menor

concentração de hidrocarbonetos aromáticos. No entanto embora estes óleos apresentassem

teores de hidrocarbonetos poliaromáticos sensivelmente inferiores ao diesel (2 % para o

óleo mineral contra até 40 % para o diesel) eles não eram aceitos pelos órgãos ambientais,

principalmente em locações ambientalmente sensíveis.

Conduzidos pela necessidade de desenvolver sistemas não aquosos, ao mesmo tempo

em que as restrições ambientais se tornavam cada vez mais restritivas, principalmente no

caso de locações offshore, a industria do petróleo iniciou a utilização de bases orgânicas

alternativas ao diesel. Os fluidos fabricados com estes compostos foram inicialmente

chamados de pseudofluidos a base óleo (POBM), e posteriormente de fluidos sintéticos

(SBM) porque eram sintetizados ou refinados e hidrogenados. As bases sintéticas são

selecionadas, baseadas não só nas características técnicas capazes de prover uma emulsão

estável, mas nas características de toxicidade e biodegradabilidade necessárias para cumprir

os requisitos ambientais de cada região.

Óleo diesel, óleos minerais e os fluidos sintéticos são todos líquidos não polares, não

aquosos, que não conduzem eletricidade nem dissolvem combinações iônicas tais como

halita ou anidrita, e são insolúveis em água. O mecanismo de formulação, construção, teste

e manutenção de um fluido de emulsão inversa constituído com qualquer base orgânica será

essencialmente o mesmo.

O critério para a seleção de qual fluido sintético será utilizado para uma aplicação

específica, leva em conta qual formulação proverá um balanço razoável entre aceitação

ambiental, custo de fluido, custo de recuperação de cascalhos, desempenho e

disponibilidade.

5

2- FUNDAMENTOS DAS EMULSÕES

Fluidos de perfuração de emulsão inversa são misturas de dois líquidos imiscíveis: óleo

(ou sintético) e água. Eles podem conter 50% ou mais água. Esta água é quebrada em

pequenas gotas, e dispersas uniformemente na fase não-aquosa externa. Essas gotas são

mantidas suspensas no óleo (ou sintético) e impedidas de fundir por surfactantes que agem

entre as duas fases.

A figura 2 compara duas emulsões de água-em-óleo com conteúdo de água

substancialmente diferente. Contanto que as gotas (droplets) são de tamanho igual, (o

sistema com menos água seria mais estável devido á maior distância entre as gotas), assim

reduzindo a chance de coalescência.

Como foi mostrado na Figura 2, simplesmente emocionando as duas fases causa um

tremendo aumento na área de superfície de contato entre as duas fases (interface óleo-

água). Por exemplo, se os recipientes na Figura 2 fossem cubos de 2.72 cm com um volume

ligeiramente maior que 20 cm3, e 10 cm

3 de água fossem adicionados a 10 cm

3 de óleo

então permitido separar (como mostrado no canto certo superior da Figura 2) a área de

superfície de contato da interface entre o óleo e a água seria somente 7.4 cm2. Assumindo

que esta água, é então emulsionada em gotas esféricas que tem um raio de 1 mícron, a área

superficial de contato aumentaria para 300,000 cm2 (2.38 X 10

12 esferas, cada uma com

1.26 X 10-7

cm2 área de superfície). Isto representa um aumento de 40,550 vezes na área de

contato interfacial só formando a emulsão. Numa emulsão, o enorme número de gotículas

causa um aumento na viscosidade e age da mesma maneira que sólidos finos agregados a

um fluido base-água, aumentando a viscosidade plástica.

Para emulsificar adequadamente a água no óleo, deve haver emulsificante químico

suficiente para formar um filme em torno de cada gota de água. A emulsão ficará instável

6

se não houver emulsificante suficiente. Como o conteúdo de água aumenta, a concentração

exigida de emulsificante aumenta.

Figura 3: Fusão de gotas/gotículas (droplets) mal emulsionadas.

Do ponto de vista da estabilidade, quanto menor a gotícula, mais estável é a emulsão, já

que gotículas grandes irão fundir mais facilmente do que as menores (veja Figura 3).

Gotículas de tamanho uniforme também tornam a emulsão mais estável. Para obter

gotículas pequenas de tamanho uniforme, devem ser aplicados energia ou trabalho na forma

de cisalhamento.

Cisalhamento suficiente para formar uma emulsão estável é freqüentemente difícil de

alcançar em tanques de fluido e em plantas de fabricação. Pode ser alcançado através de

agitação turbulenta por dispositivo cisalhador especializado ou quando circulando através

dos jatos de broca, pistolas de lama ou com algumas bombas centrífugas. A importância do

cisalhamento suficiente, gotas de tamanho pequeno e uniforme e sua relação com a

estabilidade do fluido não pode ser menosprezada. Gotas pequenas e uniformes geram

viscosidade e forças de gel, que ajudam a sustentar o material adensante e auxilia na

redução do filtrado, por ficarem trapeadas no reboco do fluido.

Aumentando o conteúdo de água (fase interna) numa emulsão inversa:

Aumenta o tamanho das gotículas de água.

Aumenta as chances de fusão das gotículas de água.

Aumenta a viscosidade plástica da emulsão.

Aumenta a quantidade de emulsificante exigido para formar uma emulsão

estável.

Diminui a estabilidade da emulsão.

Quando o óleo (fase contínua) é acrescentado, a emulsão se torna mais estável porque à

distância entre as gotículas de água é maior e a viscosidade é reduzida. Para obter a

viscosidade desejada, força gel e controle da filtração, a razão óleo /água deve ser

equilibrada para satisfazer as necessidades específicas.

A incorporação de sólidos dentro de uma emulsão água-em-óleo ou sintética pode ter

tanto um efeito positivo quanto negativo nas propriedades do fluido, dependendo da

maneira na qual são umedecidos. Contanto que os sólidos sejam mantidos numa condição

molhados por óleo, não coalesçam, ou esgotem a concentração requerida de surfactante,

irão formar uma emulsão estável.

7

Molhabilidade é determinada examinando o ângulo de contato formado entre cada

líquido e a superfície do sólido. A Figura 4 ilustra os três principais estados de umidade que

podem ocorrer num sistema de três-fases (sólidos numa mistura de dois líquidos imiscíveis)

tais como óleo ou fluido sintético. Por definição, se o ângulo formado por um líquido e um

sólido é menor que 90º é dito que o sólido é preferencialmente molhado por aquele líquido.

O ângulo de baixo-contato promove o líquido a difundir-se e revestir o sólido. Um ângulo

de alto-contato mostra que o líquido prefere se aglutinar e não se espalhar sobre a

superfície. Quando um sólido é preferencialmente molhado por um líquido, tem-se uma

afinidade de ser coberto somente por aquele líquido, embora dois líquidos estejam

presentes na emulsão. No Caso 1, o ângulo formado pela água e a superfície do sólido é

<90º, mostrando que o sólido é preferencialmente molhado por água (também indicado

pelo ângulo de contato do óleo ser >90º). Alternativamente no Caso 3, o ângulo formado

pelo óleo e a superfície do sólido é <90º, tornando-o preferencialmente molhado por óleo,

significando que os sólidos são revestidos num filme de óleo. Para o Caso 2, o ângulo de

contato de ambos óleo e água na superfície do sólido é 90º, de forma que este não é

preferencialmente molhado pelo óleo ou água. Se o ângulo de contato, sempre se torna 0º, é

dito que o sólido será totalmente umedecido por tal líquido.

Figura 4: Ângulo de contato e Molhabilidade

Ângulos de contato podem ser usados para explicar a teoria da molhabilidade. Eles são

difíceis de medir mesmo em laboratório, e tentar realizar medidas nas condições de campo

é praticamente impraticável. Vários testes simplificados tem sido desenvolvidos para

indicar se os sólidos estariam sendo molhados por água. Estes testes serão descritos ainda

neste capítulo.

Fluidos não aquosos são formulados usando aditivos componentes de um amplo grupo

de substancias chamados tensoativos ou surfactantes.

8

Estes produtos químicos incluem emulsificantes, sabões e agentes molhantes. Eles

atuam reduzindo a tensão interfacial entre dois líquidos ou entre um líquido e um sólido.

Surfactantes contem um grupamento polar hidrofílico (normalmente chamado cabeça) e

um grupamento organofílico ou lipofílico não polar (normalmente chamado cauda) . Como

mostra figura 5.

O balanço entre as forças do terminal hidrofílico e o terminal lipofílico pode ser medido

usando o balanço hidrofílico-lipofílico (número HLB) O número HLB pode caracterizar a

funcionalidade de um surfactante. Como mostra a figura 6, emulsificantes de óleo em água

possuem HLB altos e emulsificantes de água em óleo, número HLB baixos. Os agentes

molhantes possuem número HLB intermediário.

As principais diferenças entre emulsificantes, sabões e agentes molhantes são seus

números HLB, e as condições em que os tensoativos irão agir.

Estas diferenças nem sempre são nitidamente definidas. Muitos emulsificantes também

possuem propriedades óleo molhantes. Agentes molhantes também atuam como

emulsificantes em algumas utilizações. Portanto os tensoativos são definidos em uma classe

ou outra, dependendo da função primaria do tensoativo em uma dada formulação, ou por

sua base química.

Sistemas não aquosos contém agentes molhantes que recobrem a superfície dos

sólidos a fim de alterar o ângulo de contato da interface sólido líquido, como mostra a

figura 7.

9

Estes materiais permitem a molhabilidade dos sólidos pelo óleo. Se um fluido é

sobretratado com agentes molhantes, tornara os sólidos totalmente molhados, o que pode

levar a sedimentação dos mesmos. Sólidos devem ser mantidos em condições

preferencialmente molháveis por óleo, mais não totalmente molhados, para manter a

estabilidade do fluido.

Uma condição de molhabilidade preferencial por óleo pode ser revertida por um destes

fatores;

Contaminação por água

Incremento de sólidos

Tratamento insuficiente com agentes molhantes

Quando ocorre a inversão da molhabilidade, os sintomas mais comuns são:

Sólidos tendem a encerar as telas das peneiras.

A aparência do fluido se mostra sem brilho, opaca.

Na superfície do fluido aparecem pequenos grãos

A estabilidade elétrica diminui.

A reologia aumenta

A barita tende a decantar

O filtrado HPHT aumenta e contém água livre.

O material adensante e os sólidos do fluido ao passarem a ser molhados por água

tendem a se agregar em grumos que irão decantar ou serão separados nas peneiras ou outros

equipamentos de controle de sólidos.

Tratamentos com agentes molhantes irão restaurar a condição de molhabilidade por óleo e

rapidamente dispersam os grumos em partículas individualizadas.

3-COMPONENTES DE UMA EMULSÃO INVERSA

Com a finalidade de tornar os fluidos à base óleo tão versáteis quanto os de base água e

possibilitar um maior número de aplicações, tem-se desenvolvido diversos produtos

químicos para o controle das propriedades desses sistemas no campo. As classes de

componentes básicos são:

3.1 Base orgânica

3.2 Água doce ou salmoura

3.3 Emulsificante;

10

3.4 Cal viva ou cal hidratada

3.5 Controladores de filtrado

3.6 Viscosificantes e gelificantes

3.7 Agentes óleo-molhante

3.8 Dispersantes

3.9 Densificantes

Esses aditivos possibilitam um controle adequado de propriedades tais como

densidade, parâmetros reológicos, forças géis, parâmetros de filtração, alcalinidade,

estabilidade de emulsão e atividade química da fase aquosa.

3.1 BASE ORGÂNICA

Historicamente, nos NAFs os fluidos base utilizados eram o óleo diesel e os óleos

minerais (referidos em conjunto como NAFs do Grupo I). As vantagens de perfuração,

proporcionadas pelos NAFs do Grupo I, também podem ser obtidas com o uso dos NAFs

mais novos: os dos Grupos II e III. Esses fluidos de perfuração possuem propriedades de

desempenho técnico e usos similares aos fluidos do Grupo I. Os NAFs mais recentes têm

conteúdo aromático e PAH mais baixos do que o óleo diesel ou o óleo mineral, e não são

dispersáveis rapidamente na coluna d´água; são relativamente inertes, e possuem toxicidade

aguda mais baixa. Atualmente, dependendo das exigências locais de regulamentação, os

“cuttings” oriundos de poços perfurados com NAFs do Grupo II e do Grupo III estão sendo

descarregados em muitas áreas, tais como no Golfo do México, África Ocidental, Tailândia,

Malásia, no Mar Cáspio, na Austrália e na Indonésia, ao invés de serem transportados por

barcaça até o litoral para a sua eliminação. Os NAFs típicos são descritos abaixo. Alguns

dos fluidos comerciais comumente usados estão relacionados na Tabela 1.1.

CLASSIFICAÇÃO DOS NAF’S

Fluidos não-aquosos do Grupo I (de elevado conteúdo aromático) – Esses

fluidos forma os primeiros NAFs a serem usados, e incluem os fluidos baseados no óleo

diesel e nos óleos minerais convencionais. Eles são refinados a partir do petróleo bruto e

constituem um conjunto inespecífico de compostos de hidrocarbonetos, incluindo parafinas,

oleofinas e aromáticos, e hidrocarbonetos aromáticos policíclicos (PAHs). Os NAFs do

Grupo I são definidos como possuindo níveis de PAH superiores a 0,35%.

Fluidos base óleo diesel: o conteúdo de PAH nos fluidos base óleo diesel está,

normalmente, na faixa de 2 a 4%, para um teor total de aromáticos entre 20 e 40 %

Fluidos base Óleo Mineral Convencional (CMO): esses fluidos forma desenvolvidos como

o primeiro passo na abordagem das questões relativa à toxicidade potencial dos fluidos base

óleo diesel. Os CMOs são fabricados por refino do petróleo bruto, pelo processo de

destilação controlada, até que os hidrocarbonetos aromáticos totais sejam aproximadamente

a metade daqueles do óleo diesel, e até que o conteúdo de PAH esteja entre 1 e 2%.

Em virtude de questões acerca da toxicidade do óleo diesel, o uso de fluidos base

óleo diesel está se tornando mentos freqüente. No entanto, em situações nas quais o

11

transporte de “cuttings” e dos fluidos associados para o litoral é menos oneroso, tais fluidos

ainda continuam sendo usados.

Fluidos não-aquosos do Grupo II (de conteúdo aromático médio) – Estes fluidos

foram desenvolvidos como um segundo passo na abordagem das questões relativas à

toxicidade potencial de fluidos base óleo diesel. Os NAFs do Grupo II também são

desenvolvidos a partir do refino do petróleo bruto, mas o processo de destilação é

controlado até que os hidrocarbonetos aromáticos totais sejam menores que aqueles dos

NAFs do Grupo I, e até que o conteúdo de PAH fique 0,001% e 0,35%.

Fluidos não-aquosos do Grupo III (de conteúdo aromático baixo ou negligível)

– Estes fluidos são caracterizados por conteúdos de PAH inferiores a 0,001%. O Grupo III

inclui os fluidos base sintética que são produzidos por reações químicas de compostos

relativamente puros, e podem incluir hidrocarbonetos sintéticos (oleofinas e parafinas,

ésteres, éteres e acetais). Os fluidos base oriundos de óleos minerais, que têm processos de

refino e/ou separação especiais (parafinas, fluido base óleo mineral superior (EMBF) e

outros) também estão incluídos neste grupo.

BASES ORGÂNICAS UTILIZADAS NOS NAF’S

3.1.1 ÓLEOS

Ao longo dos anos, diferentes tipos de óleos tem sido usados como fase contínua dos

fluidos a base óleo. Existem registros de experiências da utilização desde o petróleo não

refinado (óleo cru) até o emprego de óleos refinados com características e propriedades

bem definidas. Portanto, alguns desses óleos exibem melhor desempenho global do que

outros. Atualmente, podemos classificar três tipos de óleos disponíveis:

1. Óleo cru;

2. Óleo diesel; e

3. Óleo mineral.

O óleo cru é pouco recomendável por não apresentar propriedades definidas. O óleo

diesel é um produto refinado, obtido nas destilarias, composto essencialmente de uma

mistura de hidrocarbonetos alifáticos e aromáticos. A natureza do petróleo empregado na

obtenção do óleo diesel influencia na sua composição e características, muito embora este

tipo de óleo apresente propriedades mais bem definidas do que o óleo cru. O óleo diesel

adequado para compor os fluidos a base óleo deve apresentar suas propriedades dentro de

intervalos especificados, conforme mostrados na tabela 1, a fim de garantir o desempenho

do fluido a base óleo e segurança do poço. Em alguns casos, pode-se misturar óleo

combustível tipo A-BPF* (veja tabela 2) ao óleo diesel, em proporções até da ordem de 1:9,

com o propósito de reduzir a gravidade API e aumentar a viscosidade. , foram usados com

freqüência o óleo diesel marítimo no Brasil, sem adição de BPF (Óleo de Baixo Ponto de

Fluidez)

, porque ele apresentava menor teor de voláteis e as suas propriedades estão dentro da

especificação. A gravidade API está relacionada com a densidade relativa ao óleo através da

expressão: ºAPI = 141,5/dr – 131,5 (1)

12

onde dr é a densidade relativa. Um acréscimo na densidade relativa produz uma redução no

grau API e, em geral aumenta a viscosidade do óleo.

Tabela 1 – Especificação do óleo diesel para aplicação em fluidos à base óleo1,2,3

PROPRIEDADES PETROBRAS

(Ensaios ABNT/IBP)

IMCO INTERVALO

ACEITÁVEL

Gravidade API - 36 30-40

Pt de fulgor, ºF(mín) 140 (MB-480) 180 180

Pt de ignição, ºF (mín) - 200 200

Pt de anilina, ºF (mín) - 149 135

Viscosidade @ 100ºF, cSt 1,6 a 6,0 (MB-293) 1,6 a 6,0 -

Água e sedimentos, %vol (máx) 0,1 (MB-38) 0,1 -

Cor ASTM (máx) 3,0 (MB-351) - -

Enxofre, % peso (máx) 1,3 (MB-106) 0,16 -

Aromáticos (+olefinas), % - 21,8 -

Pt de névoa, ºF 48 a 66 (RMB-585) -5 -15 a +10

O ponto de fulgor é a temperatura a partir da qual os vapores de óleo se inflam

intermitentemente, quando passamos uma chama sobre o óleo aquecido. Com o objetivo de

reduzir o perigo de incêndio, o ponto de fulgor deve ser o mais alto possível, isto é, acima

de 180ºF. O ponto de ignição é a temperatura acima da qual o óleo entra definitivamente

em combustão, ou seja, os vapores se inflam e o fogo é mantido. O ponto de anilina, o qual

é uma medida relativa do teor de aromáticos no óleo, deve ser superior a 135ºF. Os

compostos aromáticos são prejudiciais às partes de borracha que compõem o sistema de

circulação do fluido na sonda, além disso, eles representam a fração tóxica e poluente dos

fluidos a base óleo. O ponto de anilina diminui com o teor de aromáticos. Os pontos de

anilina do metaxileno (aromático), di-isobutileno (olefina) e isoctano (parafina) são

respectivamente: 22, 108,5 e 175,6ºF. O ensaio do ponto de anilina é feito com uma mistura

equivolumétrica de óleo e anilina (C6H5NH2) e indica a temperatura acima da qual esses

dois componentes são completamente miscíveis, como mostra a figura 1.

13

Como foi dito anteriormente a primeira base orgânica utilizada nos fluidos de emulsão

inversa (não considerando o óleo cru) foi o óleo diesel. O diesel apresentava uma série de

vantagens:

Baixos custos

Disponibilidade em praticamente qualquer local.

Ponto de fulgor acima do inflamável.

Baixa viscosidade

Facilidade de formar emulsões devido ao alto teor de aromáticos.

Devido a estas vantagens , e a falta de requisitos ambientais mais rígidos , os sistemas a

base diesel se mantiveram soberanos no mercado por mais de 40 anos.

Embora hoje em dia as restrições de ordem ambiental tenham restringido enormemente sua

utilização, em alguns casos é permitido, e é economicamente recomendável a utilização

deste sistema. Os casos particulares onde os sistemas de óleo diesel ainda são competitivos

dependem de técnicas de manuseio e tratamento de resíduos.

Nos casos onde a legislação ambiental obriga a técnica de “descarte zero de resíduos” o

fluido a base óleo é bastante atraente quando comparado com bases orgânicas sintéticas.

Existem técnicas de tratamento de resíduos como:

Lavagem e posterior fixação com cal ou cimento ,

Desorção térmica,

Injeção de cascalhos em poços abandonados

Estas técnicas embora permitam a utilização do diesel, apresentam altos custos de

operação. Sendo que em áreas onde é permitido o descarte de fluidos sintéticos menos

agressivos, normalmente não são empregadas.

3.1.2- PARAFINAS

14

Existem no mercado uma grande variedade de parafinas utilizadas como base orgânica

para fluidos de emulsão inversa , Podemos no entanto listar uma série de propriedades que

estas parafinas devem ter para serem utilizadas em fluidos não aquosos:

Viscosidade abaixo de 3 cst a 40 °C

Ponto de fulgor acima de 70 °C

Ponto de fluidez abaixo de 3 °C

Algumas destas parafinas disponíveis no mercado são produtos sintéticos, outras são

produtos purificados, as mais comuns são:

Normal parafina – Produto de refino, proveniente de uma corrente de diesel, onde

primeiramente por um processo conhecido como peneira molecular, as frações aromáticas

são separadas da fração alifáticas, após esta etapa é feita uma destilação fracionada da

fração alifática onde são separadas duas porções chamadas C13+ e C13- . A porção C13+ é

então hidrogenada para baixar o teor de aromáticos residuais até (no caso da Petrobras) no

máximo 20 ppm. Esta parafina tem na sua composição principalmente as normais parafinas

C13, C14, C15, C16. No caso de perfurações de lâmina de água profunda temos de misturar

uma parafina de ponto de fluidez mais baixo, já que este produto apresenta um ponto de

fluidez entre 3 e 6 graus Celsius.

Iso-parafina – Produto sintético fabricado a partir do propeno , formando uma olefina

ramificada , posteriormente hidrogenada . Os mais comuns são os nonanos e dodecanos.

Tem como incoveniente o baixo ponto de fulgor (abaixo de 60 F), o que classifica o

produto como inflamável, não sendo, portanto permitida sua estocagem em tanque de

sonda. Atualmente seu uso está limitado a misturas com normais parafinas para redução de

ponto de fluidez.

Diesel hidrogenado – Produto de refino que sofre uma seqüência de tratamento

semelhante normal parafina, sem, porém passar pela peneira molecular, o que impede a

classificação do produto como um produto de composição definida .

Grande parte da sua composição é formada por frações provenientes da hidrogenação de

anéis aromáticos componentes do diesel ( normalmente entre 20 e 40 % p/p ), que

formam uma mistura ricas em ciclo-alcanos. Os primeiros produtos lançados no mercado

tinham teor de aromáticos de até 3% p/p e eram chamados óleos minerais . Nos sistemas

atuais o teor de aromático esta normalmente abaixo de 100 ppm e recebem a nomenclatura

genérica de parafina. As figuras abaixo mostram as diferenças entre uma n-parafina e um

diesel hidrogenado.

15

Finger print de um diesel hidrogenado

Finger print de uma normal parafina

3.1.3- OLEFINAS

Olefinas- Hidrocarbonetos insaturados , normalmente sintéticos , fabricados a partir

do propeno ou eteno.

A presença da dupla ligação aumenta muito a biodegradabilidade do produto, o que

fornece o diferencial do produto frente as parafinas.

Existem no mercado três grupos de olefinas:

Poli-alfa-olefina – Olefina ramificada, fabricada a partir do propeno , onde temos a

dupla ligação na ponta da cadeia.

Linear-alfa-olefina- Olefina linear , fabricada a partir do eteno , onde temos a dupla

ligação na ponta da cadeia.

Olefina interna- Olefina linear onde a dupla ligação se encontra no meio da cadeia ,

o que facilita muito a biodegradação do produto.

3.1.4- ETERES

Éteres – Fluido sintético , onde as ligações ( -C-O-C- ) conferem biodegradabilidade ao

sistema . Estão praticamente fora do mercado devido aos altos custos.

16

3.1.5 – ÉSTERES

Esteres – Fluido sintético formado por misturas de esteres de ácidos graxos.

Normalmente são utilizados ácidos graxos de origem vegetal, que podem ser de palma,

coco, soja etc. O álcool utilizado pode ser desde o metanol, até álcoois superiores.

Normalmente os mais utilizados são metanol, iso butanol e etil hexanol.

Os esteres são altamente biodegradáveis, e são em alguns paises a única base

orgânica que tem o descarte liberado.

Os ésteres apresentam no entanto alguns problemas:

A viscosidade se mostram normalmente acima dos 4 cst , acima portanto das

demais bases orgânicas , este fato obriga a trabalharmos com razões óleo/água mais

altas , o que encarecem o sistema.

Os custos são normalmente mais altos do que os hidrocarbonetos

São sujeitos a ataques ácidos como alcalinos, que podem hidrolisar a ligação Ester.

Alguns esteres possuem duplas ligações na porção graxa, que podem oxidar com o

tempo.

3.1.6 – ACETAIS

Acetais: os acetais são formados pela reação catalisada pro ácido, de um aldeído com

um álcool. São relativamente estáveis sob condições neutras e básicas.

17

3.2- ÁGUA DOCE OU SALMOURA

A água doce ou salmoura constituem a fase interna da emulsão inversa. A seleção do

tipo de salmoura utilizada, leva em conta fatores como:

Custo da salmoura

Atividade química requerida

Riscos de manuseio

18

Os tipos de salmoura mais utilizados são o NaCl e CaCl2 . Na bacia de Campos

normalmente é utilizada a salmoura de cloreto de sódio, já que as formações normalmente

não apresentam baixas atividades.

Os custos das salmouras de NaCl são normalmente a décima parte dos custos do CaCl2.

3.3- EMULSIFICANTES

São surfactantes que reduzem a tensão entra as gotículas de água e a base orgânica.

Eles estabilizam a mistura por serem parcialmente solúveis na água e parcialmente solúveis

no óleo, como foi mostrado previamente na figura 5.

Eles são normalmente constituídos de álcoois de cadeia longa, ácidos graxos,

polímeros, e podem ser aniônicos, catiônicos ou não iônicos. \uma extremidade da cadeia

possui afinidade pela água enquanto o resto possui afinidade pelo óleo. As moléculas de

emulsificante formam um revestimento sobre a gotícula de água, evitando a coalescência

das gotículas, como mostra a figura 8.

EMULSIFICANTES A BASE DE SABÕES GRAXOS

Freqüentemente, usa-se um sabão de ácido graxo com cálcio. Os ácidos graxos são

ácidos orgânicos naturais presentes em óleos e gorduras de origem animal ou vegetal. Esses

compostos podem ser representados quimicamente por H3C – (CH2)n – COOH. Os ácidos

graxos comuns nos animais e vegetais tem de 12 a 18 átomos de carbonos por molécula. A

saponificação das gorduras gera um tipo de “sal orgânico” através da reação entre o

glicerídeo (gordura) e uma base como, por exemplo:

19

A reação de saponificação de um ácido graxo pode, no entanto, ser representada de

forma simples por:

A parte constituída por átomos de carbono de longa cadeia, R-, do sabão apresenta,

portanto características oleóficas e é solúvel em óleo, enquanto que o grupamento iônico da

molécula, - COO-, é solúvel em água ou hidrofílico. Quando certa quantidade de sabão é

introduzida numa mistura homogênea de óleo e água, as suas moléculas se localizam na

interface desses líquidos imiscíveis, ficando o terminal hidrofílico no interior da água e o

oleofílico no interior do óleo. Isto reduz bastante a energia superficial de interface e torna o

sistema relativamente estável. Os sabões dos metais de Ca+2

e Mg+2

tem mostrado uma

tendência a estabilizar as emulsões de água em óleo devido ao seu elevado caráter

oleofílico, enquanto os sabões de Na+ e K

+ estabilizam as emulsões de óleo em água.

Apesar destas tendências, as quantidades relativas das duas fases, óleo e água, é um fator

muito importante na formação das emulsões.

Embora os sabões de cálcio sejam os emulsificantes mais comuns usados no preparo

dos fluidos a base óleo, qualquer tipo de tensoativo com número BHL baixo, em principio,

estabilizará uma emulsão de água em óleo. Sabões derivados de aminas, de ácidos

naftênicos e de breu (resina obtida da seiva do pinheiro) são alguns exemplos de compostos

com características organofílicas que podem ser usados na estabilização desse sistema. No

campo, o sabão de cálcio é obtido por mistura de cal viva ao sistema contendo ácidos

graxos, após adicionar a fase aquosa à fase óleo com elevada energia de agitação.

A eficiência de um certo emulsificante para fluidos sintéticos depende ainda da base

orgânica, da alcalinidade e salinidade da fase aquosa e da temperatura do sistema. Os

valores ótimos destas propriedades, no entanto, só podem ser avaliados através de testes

pilotos aplicados a cada sistema de fluido.

Os sabões são formados pela reação entre um Ester de ácido graxo (normalmente um

óleo vegetal oxidado) e um agente alcalino (normalmente cal). Sabões preparados com

OCOR OH OH OH

H2 C – CH – CH2 + 3NaOH H2C – CH - CH2 + 3(RCOO) –Na

+

OCOR OCOR

Glicerídeo Glicerol Sabão

(gordura)

RCOOH + NaOH RCOO- Na

+ + H2O

Ou

2RCOOH + Ca(OH)2 (RCOO- )2 Ca

+2 + 2H2O

(ácido graxo) (sabão)

20

sódio são solúveis em água e formam emulsões de óleo em água. A soda caustica é o agente

alcalino normalmente usado em sabões caseiros.

Sabões insolúveis em água são formados quando metais mais pesados do que o sódio

(normalmente cálcio) substitui o hidrogênio na estrutura do ácido graxo. Estes sabões são

usados em graxas, géis espessantes, tintas e em fluidos não aquosos.

Para termos uma emulsão estável não é suficiente termos um emulsionante para

estabilizar as gotículas de água, e um agente molhante para garantir a molhabilidade dos

sólidos por óleo. Temos de ter uma reserva de emulsificantes e agentes molhantes capazes

para emulsionar qualquer quantidade de água que entre no sistema e molhar qualquer

sólidos que contaminem o sistema. que contaminem o sistema.

Um desenho esquemático da salmoura emulsionada, sólidos recobertos por agente

molhante e o excesso de tensoativos estão mostrados na figura 9.

3.4- CAL VIVA OU CAL HIDRATADA

A cal tem três funções básicas no fluido de emulsão inversa. A função principal é

formar o sabão graxo, como foi mostrado anteriormente, a segunda função é manter o pH

do fluido alcalino, minimizando a corrosão, e a terceira seria combater alguma

contaminação com gases ácidos.

Tecnicamente é preferível utilizar o óxido de cálcio (cal viva), pois podemos trabalhar

com concentrações mais baixas e não adicionamos mais água ao sistema, porém devido aos

riscos de manuseio e as reações exotérmicas de hidratação da cal viva, a Petrobrás somente

utiliza a cal hidratada.

3.5-REDUTORES DE FILTRADO

As emulsões de um modo geral têm por característica uma capacidade muito boa de

reter a fase dispersante, isto é, apresentam baixo valor de filtrado. Este fato acontece porque

a fase dispersa é constituída por micelas de líquidos com forma e tamanho variados, daí o

elevado poder de retenção. Como nos fluidos sintéticos a fase continua é o óleo, somente

esta passa através de um substrato poroso e permeável. Portanto, o filtrado é apenas óleo.

Após a filtração inicial (spurt loss), as estruturas micelares compostas por água, tensoativos

e sólidos, dispersas na fase óleo, obstruem rapidamente os poros do substrato poroso (papel

21

de filtro ou testemunho de rocha, por exemplo), formam um reboco fino e de baixa

permeabilidade, obstruem os canais porosos na face do substrato e reduzem bastante a

perda por filtração. Por isso, os filtrados dos fluidos sintéticos são relativamente baixos

embora persista a necessidade de aditivos controladores de filtrado na sua composição.

Quando existe a necessidade de se proceder a um controle de filtração mais rigoroso, os

controladores de filtrado de uso mais comuns nos fluidos a base óleo são ácidos graxos

modificados, lignitos aminados e calcita, podendo-se fazer uso ainda de polímeros e até

de carvão em pó. No passado, o redutor de filtrado mais usado era o “asfalto soprado”, que

é uma mistura de asfaltenos e calcita. Restrições são feitas ao uso deste material durante a

perfuração da zona de interesse devido ao dano de difícil remoção que ele pode causar.

O controle de filtração HPHT de um fluido de emulsão inversa é afetado pelos seguintes

fatores:

Viscosidade da fase contínua (oleosa)

Razão óleo / água

Molhabilidade dos sólidos

Concentração de sólidos

Concentração de argilas organofílicas

Embora existam alguns sistemas de emulsão inversa que não necessitam de um redutor de

filtrado específico até a temperatura de 300 f, o normal é a utilização de um ou mais

produto com este objetivo, os mais comuns hoje em dia são:

Gilsonita

Asfalto

Lignitos aminados

Copolímeros sintéticos

Ácidos graxos polimerizados

A Gilsonita é um mineral asfáltico encontrado naturalmente na natureza. É eficiente

e apresenta baixos custos. Diferentes tipos estão disponíveis, variando, sobretudo o melting

point. Muitos operadores preferem não utilizar gilsonita, pois existe o conceito que o

produto pode ser causador de danos à formação. Gilsonita contem hidrocarbonetos

aromáticos que seriam contaminantes do fluido sintético, estando sua utilização

dependendo, portanto da legislação ambienta de cada país. No Brasil sua utilização não é

permitida.

O asfalto tem sua utilização limitada aos poucos paises que permitem a utilização de

fluidos a base de óleo diesel.

Os Lignitos aminados são bastante utilizados devido aos custos relativamente

baixos em comparação aos copolímeros sintéticos, e a maior resistência térmica frente aos

ácidos graxos aminados. Devido a forte coloração escura apresentada pelo produto,

algumas companhias preferem não utilizá-los nos sistemas sintéticos, pois pode ser

associado à poluição.

Os copolímeros sintéticos estão gradativamente ganhando mercado, devido a

algumas características bastante vantajosas em comparação aos produtos concorrentes.

Embora apresentem custos unitários muito superiores aos concorrentes, sua concentração

de uso é muito mais baixa, o que facilita a logística de utilização e minimiza as quebras de

produto.

Apresenta resistência térmica semelhante aos lignitos.

Apresenta baixa toxicidade frente aos lignitos e asfaltos,

22

Não escurece o fluido.

Os ácidos graxos polimerizados são uma boa alternativa para poços que não apresentem

temperaturas muito altas (menores de 250 f), devido a custos relativamente baixos e não

apresentarem restrições ambientais.

3.6-VISCOSIFICANTES E GELIFICANTES

Antigamente, o grande problema dos fluidos sintéticos estava relacionado com a falta

de propriedades reológicas e géis adequadas para o carreamento de sólidos no anular e a

suspensão dos sólidos densificantes e dos cascalhos. Atualmente, no entanto, a tecnologia

dos fluidos sintéticos já atingiu um estágio no qual todas as propriedades, inclusive as

reológicas e gelificantes podem ser ajustadas sem, contudo provocar a desestabilização do

sistema.

A água emulsionada nos fluidos a base óleo auxilia no controle de reologia, alterando

significamente a viscosidade plástica. Os sólidos dispersos e os emulsificantes também

alteram em menor grau a viscosidade do sistema. Contudo, são os sólidos coloidais

oleofílicos que provocam o aumento do limite de escoamento e dos géis com o aumento de

concentração. Os sólidos coloidais principais usados no controle da reologia dos fluidos a

base óleo são as argilas organofílicas, denominadas de bentonas, e os modificadores

reológicos. As argilas organofílicas são produtos obtidos por tratamento de um argilo-

mineral adequado, geralmente a esmectita, hectorita ou paligorsquita, com um sal de

amônio quaternário. A reação de oleofilizaçao da esmectita pode ser representada por:

ESMECTITA – Na+ + [ NR1R2R3R4 ]

+ A

- ESMECTITA - NR1R2R3R4 +Na

++A

-

As argilas organofílicas apresentam características de solvatação e expansão

(inchamento) em certos solventes orgânicos. Portanto, elas são usadas como agente

espessante e gelificante de certas misturas oleaginosas. No entanto, a prática tem mostrado

que é imprescindível a presença de um líquido de dispersão da argila organofílica na fase

óleo com o objetivo de se atingir boa capacidade de gelificação do sistema. Esse líquido de

dispersão na produção de emulsões lubrificantes são os álcoois de baixo peso molecular (1

a 5 átomos de carbono) e nos fluidos a base óleo do tipo emulsão inversa é a própria água

dispersa.

Argilas não tratadas não podem ser utilizadas como viscosificantes por que elas não

hidratam em óleo ou fluido não aquoso. Se a argila é primeira tratada com uma amina, ela

se torna organofílica, adquirindo a capacidade de viscosificar o fluido.

Argilas organofílicas necessitam de um ativador polar (água ou álcool) para alcançar a

máxima performance. Entretanto esta viscosidade diminui com o aumento da razão

óleo/água.

O efeito viscosificante das argilas organofílicas cresce com o aumento do cisalhamento

e da temperatura, porém se a amina não for resistente à temperatura, ela ira se decompor e a

argila se comportaram com sólido inerte. Portanto para poços de altas temperaturas é

necessária a seleção de uma argila específica para altas temperaturas.

(Argilo-mineral) (Argila organofílica)

23

Alternativas de viscosificantes não argilosos estão disponíveis no mercado. Elas

incluem materiais asfálticos, ácidos graxos gelificantes e polímeros.

O desenvolvimento de viscosidade é um problema quando se fabrica fluido novo em

estações de fluidos onde as baixas taxas de cisalhamento e baixas temperaturas não

possibilitam a atuação das argilas organofílicas. Isto pode causar um sobre tratamento na

estação, que por sua vez causara um brusco aumento de viscosidade do fluido quando ele

estiver no poço, submetido a temperaturas mais altas e ao cisalhamento nos jatos da broca.

Viscosificantes alternativos poliméricos podem ser utilizados para prover viscosidade

enquanto fabricamos e transportamos fluido novo. Muitos destes polímeros, no entanto

degradam com a temperatura e cisalhamento. Em fluidos recentemente preparados este

efeito é compensado pela ativação das argilas organofílicas que compõem o fluido.

Os chamados modificadores reológicos , são normalmente ácidos graxos polimerizados,

que possuem ação gelificante. Eles tem vantagens frente as argilas organofílicas por

atuarem principalmente nas viscosidades a baixas taxas de cisalhamento, o que possibilita a

sustentação de sólidos e carreamento de cascalhos sem aumentar significativamente as

perdas de carga de circulação . Para serem eficientes, no entanto os modificadores

reológicos necessitam da presença da argila organofílica.

3.7-AGENTES ÓLEO-MOLHANTES

Quando dois líquidos são colocados simultaneamente em contato com uma superfície

sólida, um deles molhará preferencialmente o sólido. Veja a figura 7.

Os aditivos sólidos, usados como densificantes, são de origem mineral, portanto são

molháveis por água. Quando estes aditivos são misturados a um fluido a base óleo ou a

qualquer emulsão de água em óleo, eles podem se aglomerar nas gotículas dispersas de

água, formar partículas dispersas grandes e pesadas e sedimentar. Além disso, os sólidos

molháveis por água apresentam uma forte tendência a inverter uma emulsão de água em

óleo, estabilizada. Para evitar estes problemas, devem ser adicionados agentes molhantes

que invertam a molhabilidade dos sólidos inorgânicos, tornando-os preferencialmente

molháveis por óleo. Os aditivos usados para este fim são tensoativos específicos

denominados agentes óleo-molhante. Eles são adsorvidos na superfície do sólido,

permitindo o espalhamento da fase óleo sobre a superfície, reduzindo a tensão interfacial

sólido-óleo. Os emulsificantes adicionados nos fluidos de emulsão inversa funcionam de

certa forma como agentes óleo-molhante, no entanto existem outros tensoativos mais

eficientes nesta função. Em casos tais como: fluidos de alta densidade, influxo, ou

contaminação por água, é necessário adicionar um tensoativo específico para evitar a

decantação do densificante ou desestabilização da emulsão. Os tensoativos mais usados

como agentes óleo-molhantes são derivados amínicos. A estabilidade elétrica expressa em

volt, medida no campo com o “Stability Tester” é uma propriedade que pode indicar a

estabilidade relativa da emulsão água em óleo. Uma emulsão “fraca”, isto é, com valor de

estabilidade elétrica baixo, geralmente apresenta água ou sólidos livres no sistema. Um

decréscimo gradual na estabilidade com o tempo, indica a necessidade da adição de

tensoativos. A prática tem mostrado ainda que valores de estabilidade inferiores a 120 volts

contribuem para a rápida separação das fases do fluido a base óleo.

24

Um agente molhante é um tensoativo que reduz a tensão interfacial e o ângulo de

contato entre um líquido e o sólido. O agente molhante força a saída de água da superfície

do sólido, como mostrado na figura 4. Agentes molhantes possuem uma extremidade que é

solúvel na fase contínua e outra que tem uma forte afinidade com a superfície do sólido,

como mostrado na figura 7.

Nos fluidos não aquosos, agentes molhantes forçam o sólido ser molhado

preferencialmente por óleo. Muitos sólidos naturalmente têm uma molhabilidade

preferencial por água e, portanto necessitam de um agente óleo molhante para inverter a

molhabilidade.

3.8-DISPERSANTES

Os dispersantes normalmente não fazem parte da composição básica dos fluidos de

emulsão inversa, eles têm a função de diminuir a viscosidade do fluido nos seguintes casos:

Redução rápida da viscosidade do fluido em casos de descida de revestimento.

Quando a diluição do fluido se torna difícil devido aos grandes volumes de base

orgânica necessária.

Quando os custos de diluição se tornam proibitivos.

Alguns agentes molhantes disponíveis no mercado têm como características a dispersão

do fluido e são usados quando não se necessita de drásticas reduções na viscosidade.

Os produtos no mercado são compostos normalmente de aminas de ácidos graxos e ácidos

graxos sulfonados.

3.9-ADENSANTES

Barita é o mais comum agente adensante utilizado em fluidos sintéticos. Carbonato

de cálcio também é utilizado, principalmente em packer fluid de baixa densidade. Já que o

carbonato é mais fácil de sustentar do que a barita ou hematita.

Hematita pode ser utilizada em fluidos de alta densidade, já que por ser mais densa

diminui a fração volumétrica de sólidos. Devemos ter em mente, entretanto que agentes

adensantes alternativos comumente requerem agentes molhantes específicos.

.

4- TIPOS DE NAF’s

Óleos e líquidos sintéticos podem ser utilizados para preparar três diferentes tipos de

sistemas:

4.1- 100 % SINTÉTICO

Estes sistemas não contem água na sua formulação. Na pratica, enquanto perfuramos,

pequenas quantidades de água provenientes da formação ou dos cascalhos cortados são

incorporados no sistema.

A maioria dos sistemas suporta bem contaminações de água de até 5 % em volume

.Para auxiliar a emulsão desta água normalmente é utilizado um emulsionante fraco na

composição. Estes sistemas são utilizados principalmente em dois casos:

25

Para perfurar e/ou testemunhar formações produtoras, evitando a inversão de

molhabilidade da rocha devido à ação dos agentes molhantes presentes nas composições de

emulsão inversa.

Para perfurar formações de folhelhos frágeis, sujeitos a desmoronamento causado por

desidratação dos argilos minerais.

4.2-EMULSÕES INVERSAS

Estes sistemas contem óleo (natural ou sintético) como fase externa, e salmoura como

fase interna da emulsão. Eles podem ser classificados em duas subcategorias:

4.2.1-Convencionais

Estes sistemas apresentam grande estabilidade da emulsão, filtrado API perto de zero,

altos valores de estabilidade elétrica, e filtrados HPHT menores do que 10 cm3 a 500 psi e

300 f.

4.2.2-Filtrado relaxado

Apresentam estabilidade de emulsão menores que os fluidos convencionais, maiores

valores de filtração API e HPHT, normalmente é admitido algum volume de água no

filtrado.A estabilidade elétrica é normalmente mais baixa. Normalmente os emulsionantes

utilizados não requerem cal.

Os sistemas relaxados normalmente podem ser convertidos em sistemas convencionais,

porém o contrario normalmente não é possível.

Os sistemas de filtrado relaxado são normalmente utilizados em sondas de terra, e onde

as taxas de penetração são baixas. Devido ao filtrado mais alto este sistema apresenta taxas

de perfuração mais altas do que o sistema convencional.

Dificilmente se utiliza uma formulação sintética com filtrado relaxado, pois devido aos

altos custos da base sintética, é preferível uma formulação convencional onde se consegue

trabalhar com razões óleo/água mais baixas, e, portanto com custos mais baixos.

Em perfurações marítimas devido aos altos custos de aluguel da sonda, normalmente o

operador não se arrisca a utilizar fluidos com filtrado relaxado, pois a possibilidade de um

acidente com perda de tempo é muito maior do que com um fluido convencional.

4.2.3-Fluido HPHT

Apresenta características similares ao fluido convencional, porém todos os aditivos

devem resistir a temperaturas de até 400 F.

Normalmente necessita altas concentrações de emulsionantes e agentes óleo-molhantes

devido a grande carga de adensantes.

Muitos aditivos como argilas organofílicas e ácidos graxos polimerizados não resistem

à temperatura, e, portanto não devem ser utilizados. No caso de uma conversão de um

sistema convencional para um HPHT, devemos descontinuar o tratamento com os aditivos

que não resistem às altas temperaturas quando a temperatura do poço alcançar 250 F, e aos

poucos substituí-los por aditivos HPHT.

26

5- PROPRIEDADES DA BASE ORGÂNICA

A composição, viscosidade, densidade e propriedades da base orgânica usada no fluido

tem um significativo efeito nas propriedades, viscosidade nas condições de fundo de poço,

e performance do fluido sintético.

5.1-Densidade

Bases orgânicas usadas para formular emulsões inversas são mais compressíveis que a

água. Sua densidade aumenta com o aumento da pressão. Felizmente estes líquidos também

expandem (reduzem a densidade) com o incremento da temperatura, sendo que um efeito

ajuda a minimizar o outro. De qualquer forma a densidade ira variar devido aos efeitos de

temperatura e pressão, sendo que a densidade equivalente no fundo do poço será diferente

da medida na superfície. Haverá sempre uma diferença, tanto na densidade equivalente de

circulação (ECD), quanto na densidade estática equivalente (ESD) devido a estes efeitos.

Algumas companhias de serviço possuem softwares capazes de prever estas densidades,

desde que se tenham os dados da base orgânica utilizada, e dos gradientes, de temperatura

do poço.

5.2- Viscosidade

Como mostra a tabela 1, existem consideráveis diferenças na viscosidade e no pour

point da base orgânica utilizada. A viscosidade da base orgânica influencia diretamente a

viscosidade plástica do fluido sintético. Fluidos preparados com bases orgânicas de

viscosidade alta apresentam altas viscosidades plásticas.

As viscosidades de todas as bases orgânicas e fluidos sintéticos são sensíveis à

temperatura, normalmente a viscosidade diminui com o aumento da temperatura, como

mostra a viscosidade no funil mash de dois fluidos mostrados na figura 10.

27

Para que as medidas de reologia sejam consistentes, as leituras devem ser sempre

realizadas a mesma temperatura. Um copo térmico é utilizado para aquecer a amostra até a

temperatura desejada, usualmente 120, 135 ou 150 F, antes das leituras reológicas.

Bases orgânicas com altos valores de pour point podem apresentar altíssimas

viscosidades às baixas temperaturas.

O efeito de compressão aumenta a viscosidade da base orgânica, como mostra a

figura 11 para o caso do óleo diesel.

28

O efeito de compressão é mais sentido em poços de alta pressão, onde se utiliza

altos pesos de fluidos e normalmente altas pressões de bombeio.

Um caso crítico normalmente encontrado na bacia de Campos são os poços de

lâmina de água profunda, onde os efeitos de baixas temperaturas e altas pressões no raiser

tendem a aumentar a viscosidade do fluido, principalmente nas linhas de controle (choke e

kill line).

Para situações onde é critico conhecer a exata hidrostática e pressões de circulação,

a reologia do fluido pode ser testada em reometros especiais, como por exemplo, o

viscosímetro FANN 75. Com os dados de viscosidade nas condições de fundo de poço, é

possível utilizando softwares específicos, predizer os efeitos de temperatura e pressão e

otimizar as condições de hidráulica de poço.

6- PROPRIEDADES DAS EMULSÕES INVERSAS

6.1 REOLOGIA

Limites aceitáveis de reologia dos fluidos sintéticos são determinados em parte

pelas propriedades da base orgânica utilizada. Em qualquer caso a viscosidade plástica deve

ser mantida tão baixa quanto possível, limitada é óbvio pela análise econômica.

O limite de escoamento e géis do fluido deve ser ajustado para otimizar a

performance do fluido, respeitando os requisitos de densidade, geometria do poço,

inclinação do poço, vazão de circulação e temperatura de fundo.

Alguns conceitos básicos, que embora estejam caindo em desuso, são úteis para

entender a influencia da reologia na performance do fluido:

1) A viscosidade plástica é a viscosidade teórica do fluido para uma taxa de

cisalhamento infinita. Ela deve ser mantida tão baixa quanto possível. Ela apresenta

uma correlação razoável com a viscosidade do fluido quando o mesmo passa pela

29

broca. A viscosidade plástica aumenta com a viscosidade da base orgânica, a

concentração de água e a concentração, tipo perfil e distribuição dos sólidos.

2) O limite de escoamento nos dá um indicativo das características pseudos plásticas

do fluido e da capacidade de carreamento e suspensão de sólidos do fluido.

3) Outras medidas reológicas apresentam indicações melhores das características

pseudoplásticas e de viscosidade a baixas taxas do que o limite de escoamento.

Estas medidas incluem o limite de escoamento a baixas taxas (2 X leitura a 3 rpm –

leitura a 6 rpm), a leitura a 3 rpm, a tensão de escoamento no modelo de potencia

modificado e o parâmetro n no modelo de potencia. A utilização preferencial de um

destes parâmetros varia em função da cultura de cada companhia.

Tratamentos com agentes molhantes normalmente reduzem o limite de escoamento e

leitura a 3 rpm, e aumenta o valor de n.

Tratamentos com modificadores reológicos ou argilas organofílicas aumentam o limite

de escoamento e géis, e diminuem o valor de n.

valor do gel inicial deve normalmente ser acima de 8 lb/100 ft2, para garantir a

suspensão dos sólidos adensantes. Obviamente este não é um valor fixo e vai variar

dependendo da temperatura e densidade requerida do fluido. Durante a operação com

fluidos sintéticos a decantação de sólidos em estática deve ser constantemente monitorada,

pois ela pode indicar um de dois possíveis sérios problemas: decantação de sólidos devido a

reologia inadequada, ou sólidos molhados por água.

6.2-ALCALINIDADE (Pm)

O Pm de um fluido de emulsão inversa é a medida do excesso de cal no fluido. Os

fluidos convencionais utilizam um emulsionante primário e óxido ou hidróxido de cálcio

para formar um sabão. O excesso de cal presente no fluido pode ser calculado pela fórmula:

Excesso de cal (lb/bbl)= Pm X 1.295

Normalmente o Pm dos fluidos deve ser mantido acima de 2,5 cm3 de H2SO4 0,1N

sendo que em poços com possibilidade da presença de gases ácidos estes valores podem

chegar até 10 cm3. Se os valores de Pm permanecerem baixos por longos períodos de

tempo, pode ocorrer a instabilidade da emulsão.

No passado, maiores valores de Pm normalmente produziam emulsões mais estáveis,

Isto era verdade já que a grande maioria dos emulsionantes primários continha grande

quantidade de ácidos graxos oxidados, que formavam sabões cálcicos que eram na verdade

o emulsionante do fluido. Grandes excessos de cal garantiam que a reação de saponificação

não ia reverter, e que a emulsão se manteria estável. Hoje em dia os emulsionantes contem

30

aminas e amidas de ácidos graxos, que não dependem da cal para adquirir o efeito

tensoativo, sendo, portanto praticamente inútil manter o Pm acima de 5cm3.

Sistemas de filtrado relaxado usam emulsionantes que não requerem cal para manter a

estabilidade da emulsão. O uso de cal em concentrações que mantém o Pm entre 1 e 2 cm3

tem como objetivo diminuir as taxas de corrosão e prevenir quanto a uma possível entrada

de gases ácidos.

A maioria das bases orgânicas utilizadas tem grande resistência à presença de agentes

alcalinos. Os sistemas a base éster são a exceção, já que o excesso de alcalinidade pode

causar a hidrólise alcalina dos ésteres, e em alguns casos a oxidação da cadeia graxa.

6.3-FILTRADO

Embora o filtrado de um fluido de emulsão inversa, constituído apenas de óleo (no caso

de um fluido convencional bem monitorado), não cause problemas de poços associados à

hidratação de argilominerais, se faz necessário o controle da taxa de filtração,

principalmente para minimizar os riscos de prisão por diferencial de pressão.

Outro fator determinante para o controle de filtrado, seria a possibilidade de inversão de

molhabilidade da rocha, devido aos agentes óleo-molhantes que são carreados junto com o

filtrado.

6.4-ESTABILIDADE ELÉTRICA

A estabilidade elétrica de uma emulsão é um indicativo de quão fortemente a água esta

emulsionada numa base orgânica. Altos valores indicam uma emulsão mais forte e,

portanto um fluido mais estável. Óleos e bases sintéticas não conduzem eletricidade. No

teste de estabilidade elétrica a voltagem (potencial elétrico) é aumentada através dos

eletrodos de um probe de dimensões fixas até que as gotículas de água se conectem

formando uma ponte que feche o circuito. A magnitude da voltagem requerida para quebrar

a emulsão completando o circuito nos dá a estabilidade elétrica da emulsão expressa em

volts.

Alguns dos mais importantes fatores que influenciam a estabilidade elétrica são:

6.4.1-Concentração de água – Altas concentrações de água diminuem a estabilidade

elétrica porque diminuem a distancia entre as gotículas de água, o que facilita o fechamento

do circuito elétrico causado pela coalescência das gotículas.

6.4.2-Sólidos molhados por água – reduzem a estabilidade da emulsão.Sólidos

molhados por água atuam como se fossem gotículas de água com respeito à condutividade

elétrica. Na verdade eles formam aglomerados de sólidos que atuam como se fossem

grandes gotículas de água que tendem a coalescer e diminuir a estabilidade da emulsão.

31

6.4.3-Energia da emulsão – As gotículas de água são maiores e mais fracamente

emulsionadas em um fluido novo e ainda não totalmente estabilizado, o que resulta em

baixos valores de estabilidade elétrica. O incremento do cisalhamento e temperatura,

aumentam a estabilidade do sistema. Em fluidos envelhecidos o aumento da concentração

de emulsionantes e agentes óleo-molhantes aumenta a força da emulsão. O tamanho das

gotículas e a concentração dos emulsionantes governam a estabilidade da emulsão.

6.4.4-Temperatura – A temperatura na qual é medida a estabilidade elétrica causam

variações nos valores lidos de estabilidade elétrica. As medidas devem ser feitas na mesma

temperatura, os valores mais comuns são 120, 135, 150 F.

6.4.5-Concentração de sal – A condutividade elétrica da água aumenta com o

incremento da concentração de sal. O aumento na concentração de sal normalmente causa

uma pequena redução na estabilidade elétrica. A adição de sal moído no sistema afeta

temporariamente a estabilidade da emulsão, até que todo o sal entre na fase aquosa. Se o

tratamento for muito grande pode ocorrer inclusive à quebra da emulsão.

6.4.6-Saturação – Quando a fase aquosa satura com sal, especialmente com cloreto de

cálcio, o sal ira precipitar como um sólido molhado por água, o que irá reduzir a

estabilidade da emulsão. Quando se perfura formações salinas deve se ter especial atenção à

quantidade e tipo de sal para evitar situações de instabilidade da emulsão. Pequenas adições

de água doce seria uma boa técnica nestes casos.

6.4.7Adensantes – Fluidos de alta densidade, adensados com hematita ou outros

adensantes especiais normalmente apresentam menores valores de estabilidade elétrica do

que aqueles adensados com barita.

Fluidos de emulsão inversa recentemente preparados usualmente apresentam baixos

valores de estabilidade elétrica. O fluido somente ira adquirir a estabilidade quando

submetido à temperatura do fundo de poço, e quando sofrer o cisalhamento na broca. O

cisalhamento formara uma estabilização mecânica, mesmo quando pequenas concentrações

de emulsionantes estejam sendo usadas. Uma vez iniciada a perfuração, a barita, as argilas

organofílicas e os próprios sólidos perfurados finamente divididos irão ajudar a estabilizar a

emulsão, pois desde que convenientemente molhados por óleo eles irão ser absorvidos na

interface entre as gotículas de água e a fase contínua.

O valor medido da estabilidade elétrica não assegura a estabilidade ou não da emulsão,

ele deve ser encarado como o indicativo de uma tendência, e os valores absolutos devem

ser comparados com valores prévios. Uma medida de estabilidade elétrica de 200 V em um

fluido pode indicar uma estabilização se estas medidas vem se repetindo por vários dias.

Por outro lado uma medida de 400 em outro fluido pode significar que o sistema esta se

instabilizando, se as medidas anteriores estavam na ordem de 800 V. Quando se observa

uma queda contínua da estabilidade elétrica, ou quando ocorre uma repentina queda dos

valores lidos deve-se tomar uma providencia, pois podemos estar em um processo de

enfraquecimento da emulsão, ou pior, na eminência de uma quebra.

32

O teste de estabilidade elétrica deve ser feito pelo menos duas vezes ao dia, e de

preferência os valores devem ser plotados em um gráfico para melhor visualização do

trend.

Trends ascendentes ou descendentes indicam mudanças no sistema. Uma análise mais

acurada dos testes completos e tratamentos efetuados devem ser realizada para se ter um

diagnóstico mais preciso do que esta ocorrendo.

6.5-CONTROLE DE ATIVIDADE DA FASE AQUOSA (SALINIDADE)

Nos fluidos a base óleo o componente capaz de interagir quimicamente com as

formações ativas de subsuperfície é a fase aquosa emulsionada. Portanto, a composição da

fase aquosa é um fator a ser considerado na caracterização da capacidade inibitiva dos

fluidos a base óleo. Quando as formações atravessadas são compostas de folhelhos não

hidratáveis, pode-se fazer uso de água doce ou de água do mar. Contudo, para a perfuração

de formações espessas de folhelhos argilosos, hidratáveis e plásticos é necessário aumentar

a concentração de eletrólitos na água. Os eletrólitos mais usados para reduzir a atividade

química da fase aquosa são o cloreto de sódio (NaCl) e o cloreto de cálcio (CaCl2). A

adição desses sais na água de composição dos fluidos a base óleo visa aproximar o

potencial químico da água contida nos folhelhos, evitando assim o seu inchamento ou

desidratação. Estes fluidos são denominados por “fluidos de atividade balanceada”. O

controle da atividade química dos fluidos a base óleo pode ser entendido melhor a partir do

conceito termodinâmico da energia livre de um sistema. A energia livre, G, de um certo

sistema é função da temperatura, T, da pressão, P, e do número de moles de cada

componente, ni:

G = f (T, P, n1, n2, ..., ni, ...) (2)

A mudança na energia livre com T, P e ni é dada pela expressão:

dG = ∂G / ∂T dT + ∂G / ∂P dP +Σ (∂G / ∂ni) dni (3)

Na expressão termodinâmica acima (3) as derivadas parciais têm a seguinte definição:

∂G / ∂T = -S (4)

∂G / ∂P = V (5)

∂G / ∂ni = ηi (6)

onde S é a entropia, V é o volume e ηi é o potencial químico.

O processo osmótico que acontece pela ocasião da hidratação dos folhelhos é algo

semelhante ao fluxo osmótico da água através de uma membrana semipermeável, como

ilustra a figura 2, onde água pura está separada de uma solução salina por uma membrana

permeável a água somente, isto é, impermeável aos eletrólitos. Como a água liquida está

33

em equilíbrio com o seu vapor, estão os potenciais químicos das duas fases, liquido e

vapor, são iguais. A variação do potencial químico da água com a pressão é, portanto:

dηw = ηw / ∂P dP (7)

considerando a definição (6) e a expressão (7), temos:

dηw =∂/∂P (∂G /∂nw) dP = ∂2G/∂P. ∂nw dP = ∂/∂nw (∂G/∂P) dP (8)

observando ainda a definição (5) e a expressão (8), vem:

dηw = ∂Vw / ∂nw dP = (vw) dP (9)

onde Vw é o volume molar parcial da água.

Para a fase vapor, o volume molar pode ser expresso em termos da pressão de vapor,

usando a lei dos gases ideais, pela expressão:

Vw = RT / Pw (10)

Onde R é a constante universal dos gases e Pw é a pressão parcial do vapor da água.

O potencial químico da água na fase vapor, ηw , acima da solução salina com relação ao

potencial químico do vapor acima da água pura, ηºw , pode ser obtido considerando as

equações (10) e (9):

(11)

daí, então:

nw = ηºw + RT 1n (Pw / P0

w) (12)

onde P0

w é a pressão de vapor da água pura para uma dada temperatura. Como o líquido em

cada parte a célula da figura 12 está em equilíbrio com o seu vapor, a equação (12) também

expressa o potencial químico das fases líquidas.

34

Figura 12 – Esquema de uma célula ilustrando o fenômeno de osmose.

A vaporização de cada componente de uma solução ideal é proporcional à fração molar

de cada componente na solução. Como existe um menor número de moléculas de água por

unidade volumétrica na solução salina do que na água pura, a pressão de vapor da solução

salina é menor do que a pressão da água pura. Portanto, como Pw < P0

w, a equação (12)

mostra que ηw < η0

w. Daí existir uma tendência da água se mover através da membrana

semipermeável da figura 2, diluindo a solução salina e aumentando a pressão de vapor

acima desta. Ou, em outras palavras, o fluxo osmótico ocorre do meio maior para o de

menor potencial químico. Este fenômeno acontece mesmo sem a presença física do vapor,

desenvolvendo tensões nas paredes do recipiente que contém o liquido.

A pressão necessária para evitar o fluxo osmótico é denominada por pressão osmótica,

¶. Se, por exemplo, uma pressão for aplicada sobre a seção 2 da figura 2 com intensidade

suficiente para evitar o fluxo osmótico, então este será o valor da pressão osmótica. Neste

caso, o potencial químico das fases liquidas contidas em cada lado da célula será o mesmo.

Isto implica que a redução do potencial devido à salinidade seja exatamente igual ao

acréscimo do potencial químico causado pela pressão hidráulica imposta. O efeito

resultante da pressão externa sobre o potencial químico pode ser determinado pela

expressão (9). Para líquidos incompreensíveis, a simplificação desta expressão gera:

∫

∆ηw = P2

P1 Vw . dP

35

∆ ηw = Vw . ∆P = -¶ . Vw (13)

Igualando as expressões (13) e (12), como resultado do balanceamento dos potenciais

químicos devido aos efeitos de pressão e salinidade, teremos:

(14)

Quando um folhelho é exposto a água doce (sem salinidade) ele tende a adsorver água e

expandir. A pressão de adsorção desenvolvida nos folhelhos é semelhante à pressão

osmótica descrita antes. Essa adsorção produz uma redução da pressão de vapor de água

contida no folhelho, causando uma redução no potencial químico desta com relação ao

potencial químico da água pura. A equação (12) pode ser aplicada para avaliar a capacidade

de adsorção do folhelho, considerando Pw a pressão de vapor da mistura água – folhelho. A

equação (14) também pode ser aplicada para o mesmo fim, considerando ¶ como a pressão

de adsorção. Segundo Tschirley, a magnitude da pressão de adsorção pode ser avaliada

através da expressão que determina as tensões desenvolvidas na matriz da rocha:

Pa = Ps - Pp (15)

Onde Pa é a pressão de adsorção, Ps é a pressão de sobrecarga (ou de confinamento) e

Pp é a pressão de poros. A figura 6 ilustra como a pressão adsortiva devido á hidratação do

folhelho desenvolve tensões sobre a matriz da rocha.

A equação (14) foi derivada para um sistema ideal. Para aplicar os mesmos conceitos a

sistemas não ideais, o termo fugacidade deve ser introduzido. A fugacidade, fi , de um

componente i de uma solução é o valor imaginário de pressão de vapor que seria usado na

equação (14) para aplicá-la a um sistema não ideal. Então, para soluções não ideais, a

relação Pw / P0

w é substituída pela relação fw / f0

w . A relação fi / f0

w é também denominada

por atividade, ai, do componente i. Daí, o potencial químico da água em solução ou no

folhelho com relação ao potencial químico da água pura pode ser expressão por:

Para evitar que haja entrada de água e expansão de um folhelho argiloso quando a

pressão de confinamento é aliviada pela perfuração da rocha, a atividade da fase aquosa do

fluido de perfuração deve ser igual à atividade da água contida no folhelho.

No campo, tanto a atividade da água do fluido de perfuração quanto a do folhelho

(cascalho) pode ser determinada com o auxílio do eletro-higrômetro (veja figura 3).

- ¶ . Vw = RT.1n ( Pw / Pºw)

¶ = - RT / Vw . 1n ( Pw / Pºw)

ηw = ηºw + RT . 1n (aw)

36

Figura 13 – Esquema de um eletro-higrômetro para determinação da umidade relativa.

O eletro-higrômetro mede a umidade relativa da atmosfera de vapor gerada pelo fluido

(ou cascalho) colocado em um recipiente fechado. O eletrodo do eletro-higrômetro é

colocado sobre esta atmosfera de vapor, espera-se que o equilíbrio seja atingido, após o

qual se faz a leitura na escala do instrumento. A resistência elétrica do eletrodo é sensível a

variação da quantidade de valor de água presente. Como o teste é sempre conduzido à

pressão atmosférica, a pressão do vapor d´água é diretamente proporcional à fração

volumétrica de água na mistura gasosa ar/água. Deve-se construir uma curva de calibração

do eletro-higrômetro antes de efetuar qualquer teste. Isto pode ser feito usando-se soluções

saturadas de diversos sais de atividade conhecida. Veja um exemplo de curva de calibração

na figura 14.

37

Figura 14 – Curva de calibração do eletro-higrômetro à temperatura ambiente.

Os eletrólitos utilizados com mais freqüência no controle da atividade da água nos

fluidos a base óleo são os sais cloreto de sódio e cloreto de cálcio. O cloreto de cálcio é

bem mais solúvel do que o cloreto de sódio e permite um intervalo maior de atividade, no

entanto ele apresenta um custo mais elevado havendo, na maioria das vezes, uma

preferência maior pelo cloreto de sódio devido a este fator. As curvas de atividade da água

para as soluções de cloreto de sódio e cloreto de cálcio, em função de concentração, são

mostradas na figura 15.

38

Figura 15 – Curvas de atividade da água nas soluções salinas de NaCl e CaCl2 à

temperatura ambiente.

39

Figura 16 – Esquema de uma célula para avaliar a pressão desenvolvida na adsorção de

água pelo folhelho (Pa). Onde Pa = Ps - Pp .

Figura 16A - Curvas para avaliação das salinidades necessárias para balancear a

atividade da água de formação (segundo Baroid).

A atividade da fase aquosa (Aw) é a medida do potencial químico da água emulsionada

no fluido ou água contida nas argilas da formação. A atividade é medida usando a pressão

de vapor (humidade relativa) da argila ou fluido. A atividade também pode ser estimada,

baseada na composição química da salmoura. Água pura tem uma Aw de 1,0. Salmouras de

cloreto de cálcio têm uma Aw entre 0.8 (salmoura 22% p/p) e 0,55 (salmoura 34% p/p).

Menores valores de atividade química representam fluidos mais inibidos.

40

Argilas contidas nas formações produtoras e folhelhos hidratáveis são ávidos por

absorver água. Existe a possibilidade da água proveniente da emulsão migrar para as argilas

da formação, se a atividade (Aw) da argila for menor do que a atividade do fluido. A chave

para a inibição do fluido é o balanço de atividade entre a fase aquosa do fluido e a água

conata dos argilominerais, se este balanço for perto de zero, a absorção de água pela argila

é desprezível.

A transferência de água entre a salmoura emulsionada e as argilas pode ser comparado

ao fenômeno osmótico. Na osmose um soluto, no caso a água, se difunde através de uma

membrana semipermeável do meio de menor concentração de sal para o meio mais

concentrado, afim de equalizar as concentrações. A teoria do controle de atividade descreve

o fluido sintético composto de uma base orgânica, uma fase dispersa e a presença de um

emulsionante na interface como um sistema capaz, na presença de argilas de formar uma

membrana semipermeável. O controle da hidratação das argilas é feito, portanto pelo

balanço de atividades na membrana. Muito se tem discutido sobre a presença ou não desta

membrana semipermeável, tendo inclusive teorias que procuram prever a eficiência de

membrana. Obviamente não é objetivo deste curso estudar a fundo a teoria da membrana

semipermeável, mas podemos considerar como razoável a afirmação que para fluidos não

aquosos é factível acreditar em um mecanismo de controle de hidratação de argilas regido

pela presença de uma membrana semipermeável, e que o parâmetro fundamental para este

controle seria as atividades da fase aquosa do fluido, e da água presente nos

argilominerais.

O cloreto de cálcio é normalmente utilizado para se obter atividades entre 1,0 e 0,4.

Cloreto de sódio pode ser usado para se obter atividades entre 1,0 e 0, 75. Obviamente

podemos utilizar misturas dos dois sais para conseguir atividades entre 0,4 e 0, 75,

respeitando é claro o efeito do íon comum..

Exercício :

A umidade relativa de um folhelho determinada no eletro-higrômetro apresentou um

valor de 80%. Qual a salinidade da fase aquosa de uma emulsão inversa para a perfuração

desse folhelho?

Solução:

Utilizando a curva de calibração do higrômetro em questão da figura 14, encontramos a

atividade da fase aquosa igual a 0,84 para citada umidade relativa.

A partir do gráfico da figura 15, determinamos que uma solução de CaCl2 com 20% em

peso ou uma solução de NaCl a 22% em peso satisfaz.

Assim sendo, a fase aquosa da emulsão inversa deve possuir a seguinte salinidade:

200.000 ppm de CaCl2 = 87,5 lbm/bbl

ou 220.000 ppm de NaCl = 98,7 lbm/bbl

41

6.6-RAZÃO ÓLEO/ÁGUA

A razão O/A ou S/A relaciona as proporções da fase organofílicas e aquosas do fluido

desprezando o conteúdo de sólidos.

Geralmente fluidos com altos pesos requerem altas razões água/óleo, entretanto

condições diferentes requerem razões óleo/água diferentes, não existindo, portanto uma

razão óleo/água que atenda todos os casos.

O cálculo da razão óleo / água requerem valores de retorta, como mostra a fórmula a

seguir:

Fração de óleo = (% óleo na retorta / (% óleo na retorta + % água na retorta)) x 100

Fração de água = (100 – Fração de óleo)

Os seguintes fatores afetam a seleção da razão óleo/água:

6.6.1-Custo da base orgânica – óleos e bases sintéticas são caras, menores razões

óleo/água reduzem o preço final do fluido.

6.6.2-Concentração de óleo impregnado nos cascalhos- Em algumas áreas , o teor de

óleo impregnados nos cascalhos é regulamentada, Baixas razões óleo/água reduzem a

quantidade de óleo nos cascalhos , facilitando o enquadramento nos limites da legislação.

Fluidos com razão óleo/água de até 50/50 têm sido utilizados no Mar do Norte para atender

a regulamentação.

6.6.3-Concentração de sal impregnado nos cascalhos - Em algumas áreas a

quantidade de sal nos cascalhos devem ser restrita para atender a legislação ambiental.

Altas razões óleo/água podem ser utilizadas para reduzir o teor de sal descartado. Produtos

químicos alternativos podem ser utilizados para substituir os cloretos mantendo, no entanto

a baixa atividade da fase dispersa.

6.6.4-Reologia - A água emulsionada em uma emulsão inversa atua como se fosse

sólidos e aumenta a viscosidade plástica quando a razão óleo/água diminui. A água

emulsionada auxilia a ação das argilas organofílicas e modificadores reológicos. Para

fluidos 100 % sintético ou com razões óleo/água superiores a 90/10, muitas vezes se torna

necessários o uso de viscosificantes especiais.

6.6.5- Controle de filtrado-A água emulsionada atua como sólidos, e tende a

diminuir o valor do filtrado. Fluidos com baixas razões óleo/água tendem a apresentar

menores valores de filtrado.

42

6.6.6-Peso do fluido-O material adensante de um fluido de emulsão inversa deve ser

molhável pela base orgânica utilizada. Quando a densidade do fluido aumenta, a

percentagem de fase líquida no fluido diminui, diminuindo também a quantidade de óleo,

para compensar este efeito devemos aumentar a razão óleo/água para disponibilizar mais

óleo para molhar os sólidos adensantes. Quanto maior o peso específico do fluido, mais

difícil se torna trabalhar com baixas razões óleo/água.

6.6.7-Temperatura-A estabilidade da emulsão diminui com a temperatura, Portanto

para poços de alta temperatura, se torna necessário trabalhar com altas razões óleo/água.

A razão óleo/água permanece constante quando o peso do fluido é aumentado e

sólidos são incorporados ao sistema, a diminuição do percentual da fase líquida pela

incorporação de sólidos não altera a razão óleo/água. Um rápido declínio da razão óleo /

água pode indicar contaminação de água na superfície, ou um indicio de influxo de água

salgada da formação. Quando usamos fluidos de emulsão inversa, todas mangueiras e

linhas de água nos tanques devem ser vistoriadas para prevenir qualquer contaminação.

Outro fator que pode contaminar o sistema seria no caso de chuvas torrenciais, em sondas

onde os tanques não são cobertos. De maneira geral a contaminação por água diminui a

razão óleo / água, tornando necessário repor todos os aditivos, além da base orgânica para

voltar à emulsão às condições originais, o que se mostra sempre muito caro.

Um aumento na razão óleo / água durante a perfuração não é muito comum, se não

ocorrer contaminação acidental com a própria base orgânica. Se o aumento na razão

óleo/água acontecer devemos observar atentamente se não esta ocorrendo um influxo de

óleo cru da formação. Outro caso em que pode ocorrer aumento na razão óleo / água, é

quando perfuramos poços de alta temperatura, principalmente em regiões ou épocas do ano

em que a temperatura ambiente também é alta, A evaporação da água da emulsão inversa

ocorre vagarosamente e além do aumento da razão óleo / água, podemos notar um aumento

da salinidade da fase dispersa. Neste caso devemos repor água doce para recompor o

sistema, principalmente se estivermos trabalhando perto da saturação, pois podemos super

saturar a fase, com a conseqüente precipitação do sal, o que tenderá a desestabilizar a

emulsão.

7- PROBLEMAS ASSOCIADOS AS EMULSÕES INVERSAS

7.1- SOLUBILIDADE DE GÁS

Óleos e bases orgânicas em geral são solventes para metano e outros gases

encontrados durante a perfuração. A figura 12 mostra as curvas de solubilidade para os

gases mais comuns encontrados nos poços. A solubilidade dos gases pode interferir na

detecção de um kick e procedimentos de controle de poço. O gás solubilizado sairá de

solução quando o fluido estiver subindo pelo anular de poço devido ao alivio da pressão

hidrostática. A maior parte da expansão do gás ocorrerá nos últimos 1000 ft, próximos da

superfície. Por esta razão, cuidados extras devem ser tomados para monitorar o nível dos

tanques quando estiverem utilizando o sistema de emulsão inversa em zonas portadoras de

gás.

43

7.2- SÓLIDOS MOLHADOS POR ÁGUA

Quando colocados em contato com uma emulsão de água em óleo, muitos sólidos

irão preferencialmente ser molhados por água, a menos que agentes molhantes sejam

usados para garantir a molhabilidade preferencial pelo óleo. Sólidos molhados por água em

um ambiente de emulsão inversa tenderão a se aglutinar e decantar, aderir a qualquer

superfície metálica, e por fim desestabilizar a emulsão. Como já foi discutido

anteriormente, os agentes óleo molhantes recobrem os sólidos garantindo a molhabilidade

preferencial por óleo, evitando a aglomeração e a aderência dos sólidos as superfícies

metálicas.

A concentração de agentes molhantes diminui com o tempo e o próprio uso, e parte

deles são perdidos aderidos aos cascalhos retirados pelos extratores de sólidos. Se a

concentração do agente óleo molhante cair abaixo de um certo nível, os sólidos recém

perfurados vão se manter molhados por água, o que deverá ser solucionado pela reposição

do produto. Quando barita ou outro adensante é agregado ao sistema, devemos aumentar a

concentração do agente molhante para garantir a molhabilidade por óleo. Se ocorrer a

precipitação de sal da salmoura, como discutido anteriormente, será necessário um

tratamento com grandes quantidades de agente molhante para atuar na imensa área

superficial do sal ultrafino.

Infelizmente não existe um teste quantitativo para medir a concentração de agente

óleo molhante disponível no fluido de perfuração. Testes piloto com a adição de sólidos

(barita ou argilas) podem ser realizados para nos dar uma idéia qualitativa da reserva de

agente óleo molhante.

Alguns indicativos observados durante a perfuração podem ajudar a antecipar um

futuro problema relacionado a sólidos molhados por água.

Os parâmetros descritos a seguir podem nos ajudar a determinar a necessidade de

aumentar a concentração de agentes óleo molhantes antes que os problemas ocorram:

44

1- Integridade dos cascalhos - Cascalhos molhados por óleo são firmes e possuem uma

forma angulares. Cascalhos molhados por água são pastosos, pegajosos (especialmente em

superfícies metálicas), e apresentam cantos arredondados. Devido à natureza pastosa e

pegajosa dos cascalhos, o fluido tende a encerar as telas de peneiras, causando perdas de

fluido. .

2- Decantação de sólidos - Sólidos molhados por água tendem a sair de solução e

decantar. Esta decantação pode ser observada por montes de sólidos nos cantos dos

tanques, e no copo do reômetro.

3- Pressão de bombeio - Devido à natureza pegajosa dos sólidos molhados por água,

eles tendem a aderir nas superfícies metálicas. Se esta aderência ocorrer na coluna de

perfuração, pode causar uma restrição ao fluxo que tenderia a aumentar a pressão de

bombeio.

4- Cascalhos finos - A quantidade de agente óleo molhante necessário para garantir a

molhabilidade dos sólidos aumenta com o aumento da área superficial dos sólidos. Quando

se perfura marga, siltitos, calcarenitos e arenitos muito finos, os cascalhos apresentam

tamanho reduzido, e, portanto grande área superficial, o que vai requerer maiores

quantidades de agente óleo molhante. O mesmo ocorre quando se perfura zonas muito

duras, onde a taxa de penetração é muito baixa e os cascalhos gerados apresentam pequeno

tamanho.

5- Aparência opaca - Muito pode ser inferido a partir da aparência do fluido. Os

sistemas estáveis apresentam aparência brilhante e homogenia. No caso da presença de

sólidos molhados por água, o fluido se mostra opaco com a aparência de um líquido

“talhado”.

6- Presença de água no filtrado - Um dos primeiros sintomas da instabilização de um

sistema de emulsão inversa seria o aumento e a presença de água no filtrado. Obviamente

esta observação não vale para os sistemas de filtrado relaxado mostrados anteriormente.

7- Fase aquosa saturada-A solubilidade do sal varia com a temperatura, portanto

quando o fluido é resfriado pode ocorrer à precipitação de finos.Todas as emulsões devem

ser monitoradas para controlar a saturação de sal, e medidas devem ser tomadas para limitar

a precipitação. Quando perfuramos formações salinas a fase interna satura, e sal é

constantemente precipitado. O sal precipitado é difícil de molhar por óleo, e, portanto vão

atuar como sólidos molháveis por água. A concentração de sal deve ser mantida abaixo da

saturação, calculada na temperatura mais baixa encontrada no sistema de circulação. No

caso de precipitação de sal, devemos adicionar água doce ao sistema e aumentar a

concentração de agente molhante.

8- Teste do trapo vermelho – Este teste embora não pareça cientifico, fornece uma

confirmação simples da molhabilidade por água. No teste uma espátula recoberta de fluido

de emulsão inversa é esfregada em um trapo molhável por água, se os sólidos do fluido

permanecem na superfície temos sólidos molháveis por água, se, no entanto todo o fluido

penetra no pano deixando apenas uma mancha, temos sólidos molhados por óleo.

45

9- Teste da paleta do misturador - Agite um amostra de fluido em um Hamilton Beach

por 30 minutos a 2000 rpm, Retire o copo do agitador e acione o aparelho a seco. Se a

paleta se mostrar limpa, os sólidos do fluido são molháveis a óleo, se houver deposição de

sólidos nas paletas os sólidos são molhados por água.

7.3- GÁS SULFÍDRICO

Sulfeto de hidrogênio (H2S) é um perigoso, e venenoso gás encontrado em várias

formações e fluidos produzidos. O contato com o gás leva rapidamente a perda de sentido,

e pode levar a morte mesmo em pequenas concentrações. Equipamentos de proteção e

medidas especiais de segurança devem ser tomadas quando se perfura zonas onde se

suspeita da presença de H2S. Fluidos sintéticos oferecem proteção contra corrosão e

fragilização por hidrogênio causados pelo H2S. A fase contínua do fluido é não condutiva e

não permite o processo eletrolítico de corrosão. Se o fluido for convenientemente tratado

com agentes óleo molhantes, a superfície metálica dos drill pipes estará protegidas por um

filme de óleo. O sulfeto de hidrogênio é um gás ácido. Altas concentrações de cal são

recomendadas, portanto para a perfuração de zonas de H2S. A contaminação por H2S pode

baixar ao alcalinidade do fluido e reduzir a estabilidade da emulsão. O que pode levar as

superfícies metálicas serem molhadas por água, causando corrosão por H2S e fragilização

por hidrogênio nascente. Embora o fluido sintético ofereça alguma proteção aos

equipamentos, ele não aumenta a proteção pessoal, sendo que os riscos são os mesmos,

estando usando fluidos de emulsão inversa ou fluidos a base água.

Quando é esperada a presença de H2S , devemos manter a alcalinidade (Pm) acima

de 5 ml de H2SO4 0,1 N. A cal reage com o sulfeto de hidrogênio gasoso , formando

sulfeto solúvel de cálcio. Embora a cal seja essencial para a perfuração segura de zonas de

H2S , não é suficiente para manter os sulfetos completamente inertes. É necessário utilizar

uma base de zinco (normalmente óxido de zinco) para reagir precipitar os sulfetos na forma

de sulfeto de zinco. Estas precauções podem não ser suficiente para o caso de um kick de

H2S , portanto devemos ter em mente ,que na perfuração de zonas de H2S , nenhum

sistema ou produto substituirá o treinamento , preparo do pessoal , e medidas de

contingência , fundamentais para a segurança na perfuração de zonas de H2S. Quando

temos uma contaminação por H2S , temos os seguintes sintomas:

1- O fluido escurece devido à contaminação com sulfetos insolúveis .

2- A alcalinidade decresce

3- A estabilidade elétrica decresce.

O teste com o Garret Gas Train modificado é o melhor método para avaliar o grau

de contaminação por H2S.

7.4- PERDA DE CIRCULAÇÃO

46

Perdas de circulação com fluidos sintéticos rapidamente se tornam intoleráveis

devido principalmente a dois aspectos: Os altos custos dos fluidos sintéticos e as

dificuldades logísticas para a fabricação recebimento de fluido para repor volume.

A compressividade destes fluidos fazem com que a densidade e reologia em

condições de fundo de poço sejam mais altas , o que aumenta a probabilidade de perdas de

circulação quando comparamos com a utilização de fluidos a base água. Para minimizar os

riscos de perda de circulação , a densidade e reologia devem ser mantidas nas mínimas

propriedades que garantam a perfuração do poço com segurança. As companhias de serviço

possuem programas de hidráulica capazes de otimizar a performance do fluido nas

condições de fundo de poço , minimizando o risco de perdas de circulação . Um

equipamento que contribui muito para prevenir este problemas ,são as ferramentas de

medição de pressão durante a perfuração ( PWD ) , pois nos dá uma medida direta do ECD

no fundo do poço .

Outra razão para o aumento de risco de perda de retorno com fluido sintético é sua

característica não penetrante ( baixa perda de fluido ). Esta característica fazem destes

fluidos excelentes fluidos de fraturamento , pois eles tendem a propagar uma fratura melhor

que os fluidos a base água. Esta característica combinada com o fato da base sintética

molhar a formação prevenindo seu hidratação e amolecimento tornam os fluidos sintéticos

não aconselháveis para serem utilizados em testes de revestimento e testes de absorção.

Devido a sua compressibilidade , a pressão hidrostática real pode não ser conhecida , e

portanto podemos correr o risco de induzir uma fratura na formação . Hoje em dia

contamos com o recurso de utilizar os dados do PWD para realizar os testes de absorção.

7.5-CIMENTAÇÃO EM AMBIENTE DE FLUIDOS NÃO AQUOSOS

Cimentação em ambiente de fluidos sintéticos requer o uso de fluidos espaçadores

especiais, para prevenir a mistura do fluido e o cimento. Estes espaçadores são projetados

para serem compatíveis tanto com o cimento quanto com o fluido . Para se obter uma bom

deslocamento do fluido , os espaçadores necessitam conter surfactantes que vão

restabelecer as condições de molhabilidade por água, o que é fundamental para se conseguir

uma boa aderência do cimento. Cada companhia de cimentação possui espaçadores

específicos para este propósito.

Mistura de fluido sintético e cimento formam uma mistura viscosa que não pode ser

bombeada, resultando em canalizações de cimento , perda de circulação e baixa aderência

de cimento. Se os tampões espaçadores não forem efetivos em inverter a molhabilidade das

rochas e superfícies metálicas , teremos como conseqüência também a baixa aderência do

cimento. Portanto os espaçadores são fundamentais para o êxito da cimentação , pois

previnem a mistura da pasta com o fluido e restitui a molhabilidade por água das rochas e

revestimentos.

As formulações dos tampões espaçadores variam grandemente , porém existe uma

máxima que deve ser sempre cumprida : O fluido a ser deslocado deve ser o mais fino

possível , enquanto o fluido deslocador deve ser o mais viscoso possível Esta providencia

47

evita canalizações , melhora a remoção de reboco e gera um efeito pistão que melhora a

remoção do fluido.

8- PREPARO E MANUSEIO

Em principio, as emulsões inversas devem ser programadas com um valor da atividade

química da fase aquosa dispersa o mais próximo possível da atividade química da água

associada ao folhelho a ser perfurado. Portanto, adiciona-se o cloreto de sódio ou cloreto de

cálcio na fase aquosa para o controle da salinidade e, conseqüentemente, da atividade

química do sistema. Existindo informações prévias sobre as características das formações a

serem perfuradas, pode-se programar a salinidade (atividade) da fase aquosa do fluido a

base óleo.

Já foi visto anteriormente que os principais componentes dos fluidos a base óleo são a

fase óleo, a fase aquosa, o emulsificante principal, o redutor de filtrado, o viscosificante e

gelificante, o alcalinizante e o densificante. Além de ser levada em consideração a

concentração adequada de cada um desses aditivos, a sua ordem de adição é fator

imprescindível quando se deseja obter uma emulsão inversa com boas características e

estável. O procedimento de mistura e a ordem de adição dos diversos componentes de um

fluido a base óleo varia de acordo com o tipo de concentração do sal empregado. Além

disso, existem no mercado atual um número razoável de sistemas a base óleo. Aqui no

Brasil, varias companhias detêm a tecnologia de fabricação dos tensoativos e emulsificantes

e são credenciados ao fornecimento dos demais aditivos (veja tabela 6). Deixando de lado

as nuances relativas ao preparo de cada sistema ilustrado na tabela 6, a ordem de adição dos

aditivos em geral é a seguinte: primeiro a base orgânica é colocada nos tanques em

quantidade suficiente para atingir a razão óleo-água; a seguir, os tensoativos ou

concentrados são adicionados na fase óleo; após um certo tempo de mistura, a água salgada

é adicionada sob vigorosa agitação a fim de se obter o emulsionamento mecânico da água

no óleo; após a adição da água, a cal viva é misturada no sistema a fim de formar os sabões

e manter a água emulsionada, mesmo quando o fluido estiver em repouso; a argila

organofílica (bentona) pode ser adicionada após a emulsificação; finalmente, o densificante

pode ser adicionado através do funil de mistura, sem contudo, esquecer da adição do agente

de molhamento antes da sua adição. Após cerca de uma hora de mistura, deve-se testar uma

amostra para verificar se a emulsão possui ou não as propriedades desejadas.

Os fluidos a base óleo são de fácil manutenção e suas propriedades permanecem

praticamente inalteradas com o tempo de perfuração. Atualmente, uma grande parte desses

fluidos utilizados no campo, é preparada nas “estações de fluidos” e os tratamentos feitos

nas sondas se restringem ao ajuste da densidade e complementação do volume, à medida

que a perfuração avança. A quantidade de aditivo necessária ao ajuste das propriedades é

calculada e adicionada (s) durante uma circulação completa. A fase óleo ou água para

alteração ou manutenção da razão óleo-água pode ser adicionada diretamente no sistema

através das pistolas. Convém lembrar de adicionar os emulsificantes, os tensoativos e a cal

toda vez que for adicionar água. A adição de óleo sempre reduz a massa especifica do

sistema. Então a adição de grandes quantidades de óleo implica na adição de baritina e

agente de molhamento. A adição de água pode aumentar ou reduzir a massa especifica,

dependendo da salinidade da água e da densidade da emulsão.

48

Tabela 6 – Aditivos Específicos para Preparo e Manutenção dos Fluidos a Base Óleo,

Disponíveis no Mercado Nacional.

Nome do Aditivo por Fornecedor Função Descrição

Baroid M-I Baker POLAND Outros

INVERMUL

EZ-MUL NOVA MUL CARBOMUL STARMUL LIOMUL

NEOVERT

Emulsificante Sabões de cálcio

e/ou derivados

amínicos

EZ-MUL NOVAWET Agente óleo-

molhante

Derivados

amínicos

GELTONE VG-69

CLAYTONE

CARBOGEL STARVIS Gelificante e

agente de

suspensão

Argila

organofílica, ex.

bentonita amínica

ATC NOVATHIN Dispersante Óleos

sulfonatados

RM 63

VERSA HRP CARBOTEC S STARPAG Modificadores

reológicos

Ácidos graxos

polimerizadps.

Duratone ECOTROL INTOIL UNINVERT RF Controlador de

filtrado

Polímeros ou

lignitos amínicos,

ou derivados de

ácidos graxos

A temperatura do poço afeta bastante as propriedades das emulsões inversas.

Temperatura alta tende a reduzir a viscosidade e a densidade. Por isso, recomenda-se fazer

os testes dos fluidos a base óleo a temperaturas maiores do que a ambiente. O teste de

reologia deve ser efetuado a cerca de 120ºF, e o teste de densidade a temperatura de, no

mínimo, 80ºF. No entanto, as propriedades que informa melhor a respeito da estabilidade

do sistema são a estabilidade elétrica e o filtrado. Uma emulsão inversa estável produz um

filtrado livre de água, isto é, somente óleo. A presença de água no filtrado pode ser devido

a:

1 – baixo grau de dispersão dos sólidos, e/ou;

2 – concentração inadequada dos tensoativos.

9- CONTAMINAÇÃO E TRATAMENTO

Os fluidos a base óleo são em geral bastante resistentes aos contaminantes encontrados

durante a perfuração. Os contaminantes comuns dos fluidos a base água tais como sólidos

argilosos, sal, cimento e anidrita, tem pouca influência sobre as propriedades dos fluidos a

base óleo. O contaminante mais sério para esses sistemas é a água. Ao se perfurar um poço

com influxo de água, esta pode provocar desde a modificação das propriedades até a

separação das fases da emulsão. Uma maneira de evitar a quebra da emulsão em tal caso é

manter um excesso de tensoativos. O primeiro sintoma da contaminação por água é a

elevação da viscosidade do sistema (veja tabela 7). Vários tratamentos podem ser prescritos

49

no combate à contaminação por água doce ou salgada. Todos eles, no entanto, devem

conduzir ao mesmo objetivo, isto é, manter os sólidos molháveis por óleo e capacitar o

sistema a emulsionar a água. Entretanto, os métodos e aditivos empregados podem diferir

em função de cada tipo de fluido a base óleo que está sendo usado.

Os sólidos perfurados podem também alterar ligeiramente a viscosidade e a densidade

dos fluidos a base óleo. O incremento de sólidos proporciona um aumento na viscosidade e

densidade, mas reduz a estabilidade. O tratamento dos efeitos da contaminação por sólidos

quase sempre envolve a eliminação dos mesmos pelos equipamentos extratores de sólidos

ou a diluição do fluido. A eliminação dos sólidos através de peneiras parece ser mais

eficiente e econômica do que através de hidrociclones e centrifugador. Como os fluidos a

base óleo em geral não provocam a desintegração em demasia dos cascalhos, é possível

utilizar peneiras vibratórias com varias telas em série. Dessa maneira, pode-se usar tela tão

fina quanto da ordem de 200 mesh. A associação de hidrociclones com telas finas (150 a

325 mesh), denominado depurador (mud-cleaner), também tem se mostrado eficiente no

tratamento de sólidos das emulsões inversas.

Quando a temperatura do fluido é alta, pode ocorrer evaporação da fase aquosa em

quantidades significativas para aumentar a razão óleo-água e a salinidade. A perda por

evaporação deve ser reposta a fim de evitar mudanças na estabilidade elétrica do fluido.

Em qualquer caso de alteração das propriedades dos fluidos a base óleo, presumindo-se

uma contaminação, deve-se efetuar um teste piloto com uma amostra do fluido, a fim de se

fazer um diagnostico e empregar os aditivos corretos em quantidades adequadas ao

tratamento.

Tabela 7 – Guia Geral para Detectar problemas e Proceder Tratamento nos Fluidos não

aquosos

A. PROBLEMA: VISCOSIDADE INSUFICIENTE

Causa Tratamento

Concentração insuficiente de emulsificante

Adicionar argila organofílica

Adicionar modificador

reológico

Conteúdo Baixo de Água Adicionar salmoura

Fluido Novo, Falta de cisalhamento Cisalhar o fluido pela broca ou

unidade cisalhadora.

50

B. PROBLEMA: VISCOSIDADE EXCESSIVA

Causa Tratamento

Conteúdo Alto de Água (fluxo de água salgada) Diluição com base orgânica

Sólidos perfurados Incorporados

1. Sólidos Altos (% volume)

2. Problema de Sólidos Finos

3. Sólidos molhados por água

Utilize extratores de sólidos

Adicionar agente molhante

Adicionar emulsificante e cal

Instabilidade da Temperatura Elevada Converter para formulação HPHT

Gases ácidos Adicionar cal , aumentar o peso do

fluido.

Tratamento excessivo com viscosificante Diluir com óleo

C. PROBLEMA: AUMENTO NA FILTRAÇÃO HTHP

Causa Tratamento

Emulsão Fraca Adicionar emulsificante primário e cal

Distribuição granilométrica inadequada dos

sólidos

Adicionar calcário

Adicionar redutor de filtrado

Instabilidade em temperatura Elevada Converter para HPHT

D. PROBLEMA: ÁGUA NO FILTRADO HTHP

Causa Tratamento

Emulsão Fraca Adicionar emulsificante primário e cal

Instabilidade em Temperatura Elevada Converter para HPHT

E. PROBLEMA: SÓLIDOS MOLHADOS POR ÁGUA

Causa Tratamento

Supersaturação Dilua com água

Adicione emulsificante , cal e agentes

molhantes*

Sólidos Excessivos Utiliza extratores de sólidos

Tratamento insuficiente Adicione emulsificantes e cal

* Agentes molhantes deveria ser usado economicamente e somente quando outros

tratamentos e métodos são ineficazes.

F. PROBLEMA :TELA DE PENEIRA DE LAMA ENCERADA

Causa Tratamento

Sólidos molhados por água Adicione agente molhante*, emulsificante e cal

51

* Agentes molhantes devem ser usados economicamente e somente quando outros

tratamentos e métodos são ineficazes.

G. PROBLEMA: INFLUXO DE ÁGUA

Indicador Tratamento

Decréscimo na razão O/ W Aumente peso do fluido e adicione a

base orgânica , emulsificante e cal.

Decréscimo no Peso do Fluido Aumente peso do fluido e adicione a

base orgânica , emulsificante e cal.

H. PROBLEMA: CONTAMINAÇÃO CO2

Indicador Tratamento

Decréscimo Pm Aumente o peso do fluido, adicione cal

Aumento da Reologia Dilua com a base orgânica e emulsificantes

I – PROBLEMA: CONTAMINAÇÃO POR SULFITO DE HIDROGÊNIO

Indicador Tratamento

Decréscimo Pm Aumente o peso do fluido, adicione cal

Odor de ovos podres Aumente o peso do fluido, adicione cal

Fluido enegrecido Adicione sal ou óxido de zinco

Coluna de perfuração enegrecida Adicione protetor de corrosão.

J. PROBLEMA: PERDA DE CIRCULAÇÃO

Causa Tratamento

Pressão hidrostática excessiva Reduza o peso do fluido , use LCM

Perda de carga anular excessiva Reduza a viscosidade do fluido e/ou a vazão

de circulação, use LCM

“surge pressure” excessivo Diminua a velocidade da descida da coluna ,

reduza a viscosidade do fluido , use LCM

52

10-CÁLCULOS E TABELAS

BRINE TABLES – TABELAS DE FLUIDO DE COMPLETAÇÃO (?).

% Peso

CaCl2

Densidade

(kg/l)

Densidade

(lb/gal)

Cl – (mg/l) CaCl2

(lb/bbl)

Água (bbl) Atividade

Brine (Fluido

de

Completação)

(Aw)

2 1.015 8.46 12,969 7.1 0.995 0.989

4 1.032 8.60 26,385 14.5 0.990 0.980

6 1.049 8.75 40,185 22.0 0.986 0.971

8 1.066 8.89 54,496 29.9 0.981 0.960

10 1.084 9.04 69,190 37.9 0.975 0.948

12 1.101 9.19 84,459 46.3 0.969 0.932

14 1.120 9.34 100,175 54.9 0.963 0.914

16 1.139 9.50 116,403 63.8 0.957 0.892

18 1.158 9.66 133,141 72.9 0.950 0.867

20 1.178 9.82 150,455 82.4 0.942 0.837

22 1.198 9.99 168,343 92.2 0.934 0.804

24 1.218 10.16 186,743 102.3 0.926 0.767

26 1.239 10.33 205,781 112.7 0.917 0.726

28 1.260 10.51 225,395 123.5 0.907 0.683

30 1.282 10.69 245,647 134.6 0.897 0.637

32 1.304 10.87 266,474 146.0 0.886 0.590

34 1.326 11.06 288,004 157.8 0.875 0.541

36 1.349 11.25 310,237 170.0 0.863 0.492

38 1.372 11.44 333,109 182.5 0.851 0.443

40 1.396 11.64 356,683 195.4 0.837 0.395

% volume de sal = 100 x (1.0-bbl água)

Propriedades baseadas em 20ºC e 100% de pureza.

53

Tabela 2: Cloreto de cálcio brine.

% volume de sal = 100 x (1.0-bbl água)

Propriedades baseadas em 20ºC e 100% de pureza.

Tabela 3 – Solução salina de cloreto de sódio

10.1-CONVERSÕES DA SOLUÇÃO SALINA

Densidade (lb/gal) = SG x 8.34

CaCl2 (ppm) = % CaCl2 x 10.000

Cloretos (ppm) = % CaCl2 x 6.390

NaCl (ppm) = % NaCl x 10.000

Cloretos (ppm) = % NaCl x 6.065

ppm NaCl = % NaCl x 10000

Onde:

Ag – 0.282 cm3 de nitrato de prata usado na determinação dos cloretos/ cm3 fluido.

% peso do sal = (Ag x C)

(Ag x C) + (% H2O X 10)

X 100

54

C = constante salina (?)

% H2O = volume da % de água da retorta

C = 16,5 para NaCl e 15,65 para CaCl2

10.2-EQUAÇÕES DA ATIVIDADE DA SOLUÇÃO SALINA (Aw):

As seguintes equações podem ser usadas para determinar a atividade da água (Aw).

Cloreto de cálcio:

Aw = 1+ 0.001264834 (% CaCl2) – 0.0006366891 (% CaCl2)2 + 5.877758 x 10

-6 (%

CaCl2)3

Cloreto de sódio:

Aw = 1 – 0.004767582 (% NaCl) – 0.0001694205 (% NaCl)2

Cloreto de magnésio:

Aw = 1 – 0.002444242 (%MgCl2) – 0.0004608654 (% MgCl2)2

Cloreto de potássio:

Aw = 1 – 0.003973135 (% KCl) – 7.47175 x 10-5

(% KCl)2

Ajuste da atividade da água

A seguinte técnica deverá ser usada para determinar a quantidade de cloreto de

cálcio solicitada para ajustar (decréscimo) a atividade da água para um valor desejável,

aumentando a salinidade da solução.

Aumento da salinidade da solução:

1.. Usando a retorta , determine a % de água

2. Titule os cloretos e calcule a concentração inicial de Cloreto de Calcio

3. Estime a atividade atual do fluido usando a Tabela , ou use a equação de atividade.

4. Calcule a concentração inicial de CaCl2 ( lb/bbl)

% Peso inicial do CaCl2: % CaCl2

% volume de água: % H2O

CaCl2 1(lb/bbl inicial) =

5 . A partir do valor da atividade do folhelho , determine a concentração de sal ( % CaCl2)

usando a tabela , ou a equação de atividade. Usando a equação mostrada abaixo , determine

a quantidade de CaCl2 requerida para reduzir a atividade para o valor desejado.

% Peso de CaCl2 desejado: % CaCl2 2

% CaCl2 x % H2O x 3.5

100 - % CaCl2

55

% Pureza de CaCl2: % pureza

CaCl2 (lb/bbl)=

A adicionar

Exemplo:

Dados:

ml de AgNO3 : 4,5 ml

% Volume de água: 20

% Pureza: 78

Estime a atividade inicial do fluido

Calcule a concentração inicial de CaCl2 do fluido

Calcule a concentração de CaCl2 a ser adicionada ao fluido, necessária para reduzir a

atividade para 0,6

Solução:

% peso do sal = 100x (Ag x C) = 100x4,5 x 15,65 / ( 4,5x15,65 + 20 x10) =26,04%

(Ag x C) + (% H2O X 10)

Pela tabela de CaCl2, temos : Ai= 0,726

CaCl2 1 (lb/bbl) = % CaCl2 x % H2O x 3.5 = 26,04x20x3,5/(100-26,04) = 24,64

100 - % CaCl2

Para uma atividade de 0,6 temos pela tabela :

(0,6 – 0,59) / (0,637 – 0,59 ) = (x – 32 )/ (30 – 32 ) , X = 31,58

%CaCl2 = 31,58 %

CaCl2 (lb/bbl)=

A adicionar

CaCl2 (lb/bbl)= (31,58 / (100-31,58) - 24,64 /(100 – 24,64 ) )x 350x20/78 = 12,07 lb/bbl

A adicionar

Ocasionalmente um aumento na atividade ( redução no conteúdo de sal ) pode ser

desejável ,Isto é mais comum quando se perfura sal , quando a concentração de sal aumenta

devido a evaporação ou quando sobretratamentos ocorrem. O seguinte procedimento pode

% CaCl2 2 - % CaCl2 1 x 350 x % H2O

100 - % CaCl2 2 100 - % CaCl2 1 % pureza

% CaCl2 2 - % CaCl2 1 x 350 x % H2O

100 - % CaCl2 2 100 - % CaCl2 1 % pureza

56

ser usado para determinar a quantidade de água necessária para ajustar a atividade para um

determinado valor.

Redução da salinidade da solução:

1. Usando a retorta , determine a % de água

2. Titule os cloretos e calcule a concentração inicial de Cloreto de Calcio

3 Estime a atividade atual do fluido usando a Tabela , ou use a equação de atividade.

4. Calcule a concentração inicial de CaCl2 ( lb/bbl)

% Peso inicial de CaCl2: % CaCl2

% Volume de água: % H2O

CaCl21(lb/bbl inicial) =

5 – Usando o valor desejado para a atividade do fluido, determine a concentração desejada

do sal, % CaCl2, usando a Tabela de Salinidade da Solução ou a equação de atividade.

Usando a equação abaixo, determine a quantidade de água necessária para aumentar o Aw

para o valor desejável.

% Peso desejado de CaCl2: % CaCl2 2

Água = = =

para adicionar

( bbl/bbl)

Exemplo:

% Peso inicial de CaCl2: 22

% Volume de água: 10

% Peso desejado de CaCl2 2: 15

4 – CaCl2 1 Inicial (lb/bbl fluido total): 9.87

5 – Água para adicionar (bbl/bbl): 0.0598

RAZÃO ÓLEO/ÁGUA

Os cálculos de razão óleo /água necessitam dos valores de retorta , devemos sempre

nos lembrar que os volumes de água na retorta devem ser corrigidos pela salinidade . A

metodologia de cálculo é a seguinte:

% CaCl2 x % H2O x 3.5

100 - % CaCl2

(100 x CaCl2 1) – (%CaCl2 2 x CaCl2 1) – (% CaCl2 2 x % H2O x 3.5)

% CaCl2 2 x 350

% óleo

% óleo + % H2O x 100

57

Razão óleo (O) =

Razão água (W) = 100 – razão óleo ou

Razão água (W) =

Correção simplificada dos valores de água na retorta em função da salinidade:

NaCl Valor corrigido de água =( 1+0,135 x( salinidade em mg/l / 311300))x valor lido

CaCl2 - Valor corrigido de água = (1+ 0,22 x( salinidade em mg/l / 558300))x valor lido

Exemplo:

% Volume de óleo: 56

% Volume de água: 24

% Volume de sólidos: 20

salinidade : 350000 mg/l de CaCl2

% de água corrigida = (1+ 0,22x350000/558300)x24 = 27,3

Razão óleo =

Razão água =

Razão óleo/água : (O/W) = 67 / 33

AJUSTANDO A RAZÃO O/W :

Através de cálculos simples envolvendo dados de retorta , um aumento ou redução da razão

óleo / água pode ser feito. Quando o fluido é adensado , o tratamento para ajuste da razão

óleo / água reduz o peso do fluido . Os volumes adicionais de líquido e barita aumentam o

volume do sistema .

Aumentando a razão óleo-água:

Óleo ou base sintética deve ser adicionado ao fluido para aumentar a razão óleo / água

% H2O

% H2O + % óleo x 100

56

56 + 27,3 x 100 = 67,2% óleo

27,3

27,3 + 56 x 100 = 32,8% água

58

Para calcular a quantidade de óleo requerida para aumentar a razão óleo / água , devemos

seguir os seguintes passos:

1- Registre a volume de óleo na retorta como : % óleo

2- Registre a volume de água na retorta como :

3- Corrija a razão de água pela salinidade e registre como %H2O

4- Registre a razão de água na razão óleo / água desejada como WR

5- Calcule o volume de óleo a ser adicionado em barris:

Óleo adicionado (bbl/bbl fluido) =

Nesta equação:

Volume do líquido novo (bbl/bbl fluido) =

Volume do líquido original (bbl/bbl fluido) =

Volume do líquido = volume do líquido original + óleo para adicionar.

Exemplo:

% Volume do óleo (retorta): 51%

% Volume da água (retorta corrigida): 9%

Razão O/W original: 85/15

Razão O/W desejada: 90/10 (OR = 90, WR = 10)

Para aumentar a razão O/W de 85/15 para 90/10, calcule a quantidade de óleo que deve ser

adicionada:

Óleo para adicionar (bbl/bbl fluido) =

Óleo para adicionar (bbl/bbl fluido) = bbl de óleo

por bbl de fluido.

DIMINUINDO A RAZÃO ÓLEO/ÁGUA

Água ou salmoura deve ser adicionada ao sistema para diminuir a razão óleo / água

% H2O - (% óleo + % H2O)

WR 100

(% óleo + % H2O)

100

% H2O

WR

% H2O - (% óleo + % H2O)

WR 100

9 - (51 + 9) = 0.9 – 0.6 = 0.30

10 100

59

Para calcular os barris de água (doce) exigidos para decrescer a razão O/W:

1- Registre a volume de óleo na retorta como : % óleo

2-Registre a volume de água corrigida na retorta como : % água

3-Registre a percentagem de óleo na razão óleo / água desejada como OR

4- Calcular os barris de água para adicionar:

Água para adicionar (bbl/bbl fluido) =

CÁLCULOS DA SALINIDADE DA FASE AQUOSA

Nomenclatura:

MWt = Peso do fluido (lb/gal)

OR = Razão óleo

WR=Razão água

Solução salina wt = peso da solução salina

Ag = ml de AgNO3 (0.282N) por cm3 de fluido

% H2O = % água da retorta

% óleo = % óleo da retorta

% Cor. Sólidos = % sólidos corrigidos

% LGS = % Sólidos de baixa gravidade (sólidos drill + VG-69)

% HGS = % Sólidos de alta gravidade (peso material)

% CaCl2 = % por peso de cloreto de cálcio

SGWTMATL = gravidade específica do material adensante

SGóleo = gravidade específica. do óleo

FÓRMULAS:

1) OR =

2) WR = 100 – OR

3) % CaCl2 (wt) =

4) CaCl2 (lb/bbl fluido total) = Ag x 5.4775

5) Peso da solução salina (lb/gal) = 8.34 x {1 + [8.09 x 10-3

x (% CaCl2)] + [4.095 x

10-5

x (% CaCl2)2] + [1.422 x 10-7 x (% CaCl2)

3]}

6) SGBR = peso da solução salina 8.34.

7) % CaCl2 por volume =

% óleo - (% óleo + % H2O)

OR 100

% óleo

% óleo + % H2O x 100

Ag x 1.565

(Ag x 1.565) + % H2O x 100

834

(SGBR x 8.34) (100 - % CaCl2) - 1 x % H2O

60

8) % Cor. Sólidos = 100 - % H2O - % óleo - % CaCl2 (vol).

9) % LGS =

10) % HGS = % Cor. Sólidos - % LGS.

11) LGS (lb/bbl) = 9.1 x % LGS

12) HGS (lb/bbl) = % HGS x SGWTMATL x 3.5.

NOTA: As equações de 6 até 12 , servem tanto para NaCl quanto para CaCl2

Cálculos da salinidade da solução salina exigem o seguinte:

% H2O = % H2O retorta

Ag = ml de 0.282N AgNO3 por cm3 de fluido.

A partir destes dados, podemos calcular outros valores de concentração usando as seguintes

equações:

A) Cloreto de cálcio

(Supondo que todo o conteúdo do sal é composto de cloreto de cálcio.).

1)

CaCl2 % =

2) CaCl2 (lb/bbl fluido total) = Ag x 5.4775

3) SGBR = 1.000318525 + (8.0899459 x 10-3

x % CaCl2) + (4.0944872 x 10-5

x [% CaCl2]2)

+ (1.4220309 x 10-7

x [%CaCl2]3)

4) Peso da solução salina (lb/gal) = SGBR x 8.34

5) CaCl2 (mg/l) = 10.000 x % CaCl2 x SGBR

6) CaCl2 (ppm) = % CaCl2 x 10.000

7) Cloretos (mg/l) = % CaCl2 x SGBR x 6.393

Exemplo:

% H2O = 10

Ag = 2 ml de 0.282 N AgNO3 por cm3 de fluido

% CaCl2 (wt) = 23.84

CaCl2 (lb/bbl fluido total) = 11.0

SG CaCl2 solução salina = 1.218

Peso da solução salina (lb/gal) = 10.16

CaCl2 (mg/l) = 290,440

CaCl2 (ppm) = 238,385

Cloretos (mg/l) = 185,679

B) Cloreto de sódio

(Supondo que todo o conteúdo do sal é composto por cloreto de sódio.).

1) % NaCl (wt) =

Ag x 1.565 x 100

(Ag x 1.565) + % H2O

Ag x 1.649

(Ag x 1.649) + % H2O x 100

61

2) NaCl (lb/bbl fluido total) = Ag x 5.775

3) SGNaCl = 1.000002116 + (7.1014067 x 10-3

x % NaCl) + (1.1917074 x 10-5

x [% NaCl]2)

+ (3.7654743 x 10-7

x [% NaCl]3)

4) Peso da solução salina (lb/gal) = SGNaCl x 8.34

5) NaCl (mg/l) = 10000 x % NaCl x SGNaCl

6) NaCl (ppm) = % NaCl x SGNaCl x 6.065

Exemplo:

% H2O = 15

Ag = 1,2 ml de 0.282 N AgNO3 por cm3 de fluido

% NaCl (wt) = 11.65

NaCl (lb/bbl fluido total) = 6.93

SG NaCl solução salina = 1.085

Peso da solução salina (lb/gal) = 9.05

NaCl (mg/l) = 126,523

NaCl (ppm) = 116,608

Cloretos (mg/l) = 76,736.

EXERCÍCIOS

Exercício 1:

Um fluido de perfuração a base sintética foi submetido a um teste de retorta, obtendo-se os

seguintes resultados:

% sólidos: 9% vol.

% óleo: 61% vol.

% água: 30% vol.

A fase aquosa contém 260000 ppm de NaCl. Determinar a razão óleo-água do sistema.

Solução:

Corrigindo-se os valores da retorta, temos:

(% água)corr = (% água) X Cva

Onde Cva = 1,13, da tabela 3 Então:

(% água)corr = 30 x 1,13 = 33,9%

62

A razão óleo:

RO = (61 / (61 + 33,9)) x 100 = 64,3

A razão água:

RA = 100 – RO = 35,7

Portanto, a razão óleo-água :

ROA = RO / RA = 64,3/35,7

Exercício 2:

A análise do teste de retorta de uma emulsão inversa forneceu os seguintes resultados já

corrigidos:

% sólidos: 20%

% óleo: 60%

% água: 20%.

Calcular a quantidade de fase óleo ou fase água necessária para alterar a razão óleo-

água do referido fluido para:

1 - 80/20

2 - 70/30

Solução:

Determinando a razão óleo-água atual do fluido:

RO = 60 / 60 + 20 x 100 = 75

RA = 100 – 75 = 25

Então: ROA = 75 / 25

a) Para alterar a razão óleo-água atual (75 / 25) para 80 / 20, devemos adicionar a fase

óleo. Tomando por base de cálculo 100 bbl do sistema, vem:

volume de fase óleo a ser adicionado será: % H2O - (% óleo + % H2O)

WR 100

100 x(20/20 – (60 + 20 )/100) = 20 bbl /100 bbl

63

ou

RO= 60/80

(60 + %óleo)/(80+%óleo) = 80/20

%óleo = 20

Para alterar a razão óleo-água atual para 70 / 30, devemos adicionar a fase aquosa. Então:

RA= 20/(20+60) 20/80

(20+%água) / (80+%água)=70/100

%água = 5,7 bbl / 100 bbl

ou

água a ser adicionada =% óleo - (% óleo + % H2O)

OR 100

=60/70 - (60 + 20 )/100

= 5,7 bbl/100 bbl

Convém observar que toda vez que se adicionar fase óleo ao sistema a massa específica

do fluido irá diminuir. Portanto, se o fluido é densificado então é necessário adicionar barita

para obter a massa especifica programada. Neste caso, o agente de molhamento pode ser

necessário também para evitar a decantação da barita.

Quando for a fase aquosa a ser adicionada, deve-se levar em consideração a salinidade

do fluido e adicionar sal em quantidade suficiente para manter esta propriedade. Além

disso, toda água incorporada ao sistema deve estar emulsionada, portanto a adição de

emulsificantes muitas vezes é imprescindível para manter a emulsão estável.

Um cálculo mais completo sobre composição dos fluidos a base óleo, determinando não

apenas as quantidades das fases óleo e água, mas as quantidades de todos aditivos

envolvidos no sistema, é exemplificado, a seguir, como exercício 3.

Exercício 3:

Calcular as quantidades necessárias expressas em unidades de operação, dos

componentes empregados na formulação do sistema de emulsão inversa NOVA-MUL, para

o preparo de 100 bbl do referido fluido com as características e composição citadas abaixo:

a) Atividade = 0,76 utilizando NaCl

Razão O / A = 70 / 30

b) Atividade = 0,76utilizando NaCl

Razão O / A = 70 / 30

ρ = 11,0lb / gal utilizando baritina.

c) Atividade = 0,76 utilizando NaCl

Razão O / A = 70 / 30

ρ = 11,0 lb / gal utilizando calcita.

Composição:

64

Aditivos Densidade Unidade de Operação

Normal parafina 0,80 bbl

Nova-Mul Conc. 8,5 lb / bbl 0,91 200 l / tb

Nova wet 1 lb/bbl 0,91 200 l / tb

Sol. NaCl F (razão O/A e atividade) - Bbl

NaCl qsp 1,9 50 kg/sc

Ca(OH)2 6,0 lb / bbl 3,2 20 kg / sc

VG-69 3,0 lb / bbl 2,00 50 lb / sc

Calcita Para peso 11,0 2,6 30 kg/sc

Baritina Para peso 11,0 4,2 50 kg / sc

Solução:

Considerando as seguintes notações:

C – Concentração do aditivo, em lb / bbl.

Vt – Volume do sistema a preparar, em bbl.

ρ – Peso líquido, em kg / tb

Q – Peso líquido, em kg / sc.

Vo – Volume da fase óleo, em bbl.

Va – Volume da fase água, em bbl.

a) O peso líquido do Nova-mul, considerando a tabela de dados é 0,91 kg / l x 200 l / tb =

181,44 kg / tb. Portanto, a quantidade do Nova-mul a ser adicionado é:

Vol. de Nova-mul = C x Vt / 2,2 x ρ (tb)

Vol. de Nova-mul = 8,5 x 100 / 2,2 x 181,44 = 2,1 tb = 2,7 bbl

Analogamente ao cálculo da quantidade de Nova-mul, a quantidade de Novawet será:

Vol. de Novawet = C x Vt / 2,2 x ρ (tb)

Vol. de Novawet = 1,0 x 100 / 2,2 x 181,44 = 0,25tb = 0,31bbl

A quantidade de cada aditivo sólido será calculada levando em consideração sua massa

líquida por saco:

Nº de sacos de Cal Hidratada = C x Vt / 2,2 x Q

Nº de sacos de Cal Hidratada = 6,0 x 100 / 2,2 x 20 = 13,6 sacos de 20 kg = 0,54 bbl

Nº de sacos de VG-69 = C x Vt / 2,2 x Q

Nº de sacos de VG-69 = 3,0 x 100 / 50 = 6 sacos de 50 lb = 0,43 bbl

Cálculo do volume total de aditivos sólidos e líquidos, exceto as fases óleo e água e o

densificante (Vl):

Vl = Vol. Nova-mul + Vol. Novawet + Vol. Ca(OH)2 + Vol. VG-69

Vl = 2,7 + 0,31 + 0,54 + 0,43 = 3.98 = 4 bbl

65

Cálculo dos volumes da fase óleo (Vo) e da fase água (Va):

Vo + Va + Vl = 100

Vo + Va = 100 – Vl = 100 – 4,0 = 96 bbl

Vo = RO (Vo + Va) / 100

Vo = 70 x 96 / 100 = 67,2 bbl

Va = RA (Vo + Va) / 100 = 30 x 96 / 100 = 28,8 bbl

Consultando o gráfico da tabela 3, verificamos que para uma atividade de 0,76 devemos ter

uma salinidade da fase aquosa de 311.000 mg / l de NaCl.

Cálculo da quantidade de sal (NaCl) em sacos de 50 kg:

Nº de sacos de NaCl = 0,311 (kg / l) x Va (l) / Q (kg / sc)

Nº de sacos de NaCl = 0,311 x 28,8 x 159 / 50 = 28,5 sc = 4,7 bbl

Vol. de água doce = Va – Vol. de NaCl = 28,8 – 4,7 = 24,1 bbl

Resumo das quantidades calculadas:

Parafina: 67,2 bbl

Nova-mul: 2,1 tb de 200 l

Novawet: 0,25 tb de 200 l

Água Doce: 24,1 bbl

NaCl: 28,5 sc de 50 kg

Ca(OH)2: 13,6 sc de 20 kg

VG-69: 6 sc de 50lb.

b) Vl = 4,0bbl

No cálculo da massa específica do sistema sem densificante (ρE), consideraremos

apenas a fase óleo e a fase água, devido às baixas concentrações e densidades dos demais

aditivos.

ρE = (RO x ρ óleo + RA x ρsol) / 100

Consultando a tabela 4, verificamos que uma solução aquosa contendo 311.000 mg / l

de NaCl possui massa especifica (ρsol.) igual a 10,0 lb / gal. Logo:

ρE = (70 x 6,7 + 30 x 10) / 100 = 7,7 lb / gal

Cálculo da quantidade de baritina necessária à elevação da massa especifica de 7,7 lb /

gal para 11,0 lb / gal (ρT), para 100 bbl de sistema Nova-mul:

66

Massa de baritina + massa do sistema sem densificante = massa do sistema final

(mb) (mE) (mT)

ρbVb + ρEVE = ρTVT

35 lb / gal x Vb (bbl) + 7,7 lb / gal x (100 (bbl) – Vb (bbl)) = 11 lb / gal x 100 (bbl)

Vb = 12,1 bbl = 162 sacos de 50 kg.

VL + Vb = 4,0 + 12,1 = 16,1bbl

Vo + Va = 100 – (VL + Vb)

Vo + Va = 100 – 16,1 Vo + Va = 83,9 bbl

Vo = RO x (Vo + Va) / 100 = 70 x 83,9 / 100 = 58,7 bbl

Va = RA (Vo + Va) / 100 = 30 x 83,9/ 100 = 25,2 bbl.

Concentração de NaCl = 311.000 mg / l, para atividade = 0,76

Cálculo da quantidade de NaCl em sacos de 50 kg:

Nº de sacos de NaCl = 0,311 (kg / l) x Va (l) / Q (kg / sc) = 0,311 x 25,2 x 159 / 50 =

24,9sacos = 4,1 bbl.

Resumo das quantidades calculadas:

Parafina:: 58,7 bbl

Novamul: 2,1 tb de 200 l

Novawet: 0,5 tb de 200 l

Água Doce: 20,6 bbl

NaCl: 24,9 sc de 50 kg

Ca(OH)2: 13,6 sc de 20 kg

VG-69: 6 sc de 50 lb

Baritina: 162 sc de 50 kg.

c) VL = 4,0bbl

ρE = 7,7 lb / gal

Cálculo da quantidade de calcita necessária á elevação da massa especifica de 7,7 lb / gal

para 11,0 lb / gal (ρT), para 100 bbl de sistema:

Massa de calcita + massa do sistema sem densificante = massa do sistema final

(mC) (mE) (mT)

ρCVC + ρEVE = ρTVT

22,5 lb / gal x VC (bbl) + 7,7 lb / gal x (100 – VC) bbl = 11 lb / gal x 100 (bbl)

VC = 22,3 bbl = 307sacos de 30 kg

VL + VC = 4,0 + 22,3 = 26,3bbl

Vo + Va = 100 – (VL + VC)

Vo + Va = 100 – 26,3= 73,7 bbl

67

Vo = RO x (Vo + Va) / 100 = 70 x 73,7/ 100 = 51,6 bbl

Va = RA (Vo + Va) / 100 = 30 x 73,7 / 100 = 22,1 bbl

Concentração de NaCl = 311.000 mg / l, para atividade = 0,75

Cálculo da quantidade de NaCl em sacos de 50 kg.

Nº de sacos de NaCl = 0,311 (kg / l) x Va (l) / Q (kg / sc) = 0,311 x 22,1 x 159 / 50 = 21,8

sacos = 3,6 bbl.

Volume de água; 22,1 – 3,6 = 18,5

Resumo das quantidades calculadas:

Parafina: 51,6 bbl

Nova-mul: 2,1 tb de 200 l

Novawet: 0,25 tb de 200 l

Água Doce: 18,5 bbl

NaCl: 21,8sacos de 50 kg

Ca(OH)2: 13,6 sacos de 20 kg

VG-69: 6 sacos de 50 kg

Calcita: 307 sacos de 30 kg.

EXERCÍCIOS PROPOSTOS:

1 – Calcular a concentração de CaCl2, em lbm/bbl, de fase aquosa e lbm/bbl de

emulsão, que deverá ser adicionada a um fluido de perfuração tipo emulsão inversa para

reduzir a capacidade de hidratação de um folhelho cuja atividade é de 0,5. Considerar que a

emulsão inversa contém 30% vol. de água.

Resposta:

2 - Calcular a salinidade da fase aquosa de um fluido de perfuração tipo emulsão

inversa utilizado na perfuração de um folhelho a 10.000 pés com pressão normal (0,45

psi/pé), pressão de sobrecarga de 1,0 psi/pé e salinidade da água da formação de 200.000

ppm de NaCl.

Sugestão: utilize o gráfico da figura 6ª.

Resposta:

3 - O teste de retorta de um fluido de perfuração a base óleo tipo emulsão inversa

apresentou os seguintes resultados:

% óleo: 52% vol.

% água: 24,5% vol.

% sólidos: 23,5% vol.

Considerando que o fluido de perfuração em questão foi preparado com água saturada em

NaCl e que a fase óleo continha 7% vol. de BPF, determinar a razão óleo-água deste fluido.

68

Resposta:

4 – Calcular a quantidade de óleo diesel ou água necessária para ajustar a razão óleo-

água a 85/15 quando são misturados os seguintes fluidos:

Fluido 1: 500 bbl; 70% óleo; 20% água; 10% sol.

ρ = 9,5 lb/gal.

Fluido 2: 300 bbl; 60% óleo; 10% água; 30% sol.

ρ = 11,0 lb/gal.

Dados: ρ óleo diesel = 6,9 lg/gal

ρ água = 8,33 lb/gal.

Qual será a massa especifica e o volume final do sistema?

Respostas:

5 – Um fluido de perfuração a base óleo tipo emulsão inversa apresentou o seguinte

resultado de retorta:

% óleo = 50% vol.

% água = 25% vol.

% sólidos = 25% vol.

As percentagens em vol. acima já se encontram corrigidas. O valor da razão O/A a ser

mantido é 70/30.

a) Qual o componente que se deve adicionar ao sistema para o valor da razão O/A

desejada?

b) Qual a quantidade do componente a adicionar expressa em bbl/100 bbl de fluido?

Respostas:

6 – Deseja-se aumentar o volume de fluido de um sistema INVERMUL ,de 1000 para

2000 bbl, aumentando-se a razão O/A de 60/40. para 70/30

O programa de fluido define a seguinte composição:

O peso do fluido original é de 10 ppg.

Aditivos Densidade Unidade Operacional

INVERMUL 12 ppb 0,9 200 l/tb

EZ-MUL 6 ppb 0,9 200 lt/tb

DURATONE 10 ppb 2,0 22,68 kg/saco

69

SUSPENTONE 8 ppb 2,0 22,68 kg/saco

Ca(OH)2 10 ppb 3,3 20 kg/saco

BARITA QSP 13 ppg 50 kg /saco

NaCl 190.000 ppm da fase

aquosa

1,9 50 kg /saco

Supondo que a adição destes 200 bbl ao sistema não provoque problemas à massa

específica do fluido, determine a quantidade, em unidade operacional, de cada componente

a ser adicionado ao sistema.

Resposta:

7 – Calcular as quantidades necessárias, expressas em unidades de operação, dos

componentes empregados na formulação do sistema de emulsão inversa da Baker, para o

preparo de 500 bbl do referido fluido com as características e composição citadas abaixo:

Características:

Atividade = 0,65

Razão O/A = 80/20

ρ = 12,5 lb/gal

Composição:

Aditivos Densidade Unidade de Operação

Parafina 0,80 bbl

CARBOMUL 0,90 200 l/tb

CARBOGEL 0,90 50 lb/sc

INTOIL 2,0 50 lb/sc

CARBOTEC 2,0 200 l/tb

Cal hidratada: 10 lb/bbl 3,32 20 kg/sc

Baritina: 4,25 50 kg/sc

Sal: 1,9 50 kg/sc

Resposta:

Questões:

1-Para as afirmações abaixo , indique se são verdadeiras (V) ou falsas(F)

1- Na perfuração com fluidos não aquosos , diminuímos: a hidratação das argilas , os

alargamentos de poços , a estabilidade dos poços e os problemas com evaporitos. ( )

2- As bases orgânicas tendem a desgastar os elastomeros usados nos equipamentos . ( )

70

3- Um fluido não aquoso é constituído de uma base orgânica como fase continua ,e água ou

salmoura como fase dispersa e são chamados, na área de perfuração, de emulsões inversas.

( )

4- Os fluidos não aquosos apresentam características lubrificantes normalmente

melhores que os fluidos a base água ( )

5- A detecção de um influxo de gás em um poço com fluido não aquoso é dificultada pela

maior solubilidade dos gases neste tipo de fluido se comparados com os sistemas a base

água ( )

6 -Na perfuração de folhelhos reativos devemos utilizar fluidos não aquosos saturados com

Cloreto de Cálcio.( )

7- Se levarmos em conta somente a questão ambiental , não poderíamos utilizar fluidos

sintéticos. ( )

8- Nas emulsões inversa , o componente com maior concentração é a base orgânica.( )

9- A estabilidade de uma emulsão é diretamente proporcional a energia de cisalhamento

fornecida. ( )

10- Do ponto de vista da estabilidade , quanto menor a gotícula , mais estável é a emulsão (

)

11- Diminuindo o conteúdo de óleo em uma emulsão , aumentamos a viscosidade plástica. (

)

12- A incorporação de sólidos em uma emulsão sempre diminui a estabilidade da mesma. (

)

13- Se o ângulo de contato formado por um líquido e um sólido for menor que 90 , é dito

que o sólido é totalmente molhado por aquele líquido.

14- Uma prática comum no campo é medir o ângulo de contato para prevenir a

molhabilidade dos sólidos por água , o que desestabiliza a emulsão.

15- Os emulsionantes utilizados nas emulsões inversas devem apresentar número HLB

baixos. ( )

16- Os emulsionantes primários possuem características óleo molhantes ( )

17- Quando observamos que os sólidos de um fluido não aquoso apresentam tendência a

aglomeração e sedimentação , podemos estar com problemas de molhabilidade por água , e

portanto devemos aumentar a concentração de emulsificante e cal e /ou acrescentar aditivos

molhantes por água. ( )

71

18- Todos os NAF’s possuem uma base orgânica , que atualmente são divididas em três

classes . ( )

19- Parafinas são hidrocarbonetos lineares , que dependendo da concentração de PAH se

enquadram nos grupos I , II ou III dos NAF’s. ( )

20-Os sabões sódicos são normalmente solúveis em água , e não devem ser utilizados para

o preparo de emulsões inversas. ( )

21- Um super tratamento com agentes óleo molhantes , pode causar a decantação de sólidos

( )

22- Normalmente se utiliza redutores de filtrado nos fluidos de emulsão inversa .( )

23- Os lignitos aminados são materiais asfalticos utilizados como redutores de filtrado , que

tem como incoveniente o fato de escurecer o fluido. ( )

24- A gilsonita por apresentar baixos custos , é uma boa opção de redutor de filtrado na

formulação de fluidos sintéticos para a costa brasileira. ( )

25- As argilas organofílicas caíram em desuso devido as restrições ambientais ( )

26- O uso de modificadores reológicos não evita o uso de argilas organofílicas ( )

27- Alguns sólidos coloidais , desde que devidamente molhados preferencialmente por

óleo, ajudam a estabilizar a emulsão. ( )

28- Nos sistemas 100 %, necessitamos de um ativador polar para as argilas organofílicas( )

29- Se compararmos dois fluidos de emulsão inversa , um com razão óleo/água de 55/45 e

outro de razão óleo/água 70/30 , podemos afirmar que o segundo deve apresentar maiores

valores de estabilidade elétrica. ( )

30- Nunca devemos adicionar água doce a um fluido de emulsão inversa, se necessitarmos

diminuir a razão óleo / água , devemos usar salmoura com a mesma atividade da fase

dispersa do fluido. ( )

2- Liste 4 aspectos que devem ser levados em conta , no estudo de viabilidade ou não do

uso de uma emulsão inversa.

3- Liste 5 vantagens técnicas do fluido de emulsão inversa , quando comparado aos

sistemas normais a base água.

72

4-Correlacione as colunas:

a-Fluido a base água ( ) Emulsão inversa 60/40

b-Fluido a base óleo diesel ( ) Emulsificante fraco

c-Fluido não aquoso ( ) Fase interna de Cloreto de cálcio

d-Fluido 100 % parafina ( ) Alto fator de atrito

e-Fase interna com atividade de 0,60 ( ) Descarte zero

f-Baixos custos ( ) Emulsificante primário

g- HLB baixo ( ) 100 ppm de PAH

h- NAF do grupo III ( ) Liquido inflamável

i- Ponto de fulgor de 90 C ( ) lignitos aminados

j- Redutores de filtrado ( ) Asfaltos

5- Apresente 3 argumentos que confirmam , e 3 que desmentem a seguinte afirmação:

“Os fluidos a base ester ,são os melhores fluidos não aquosos do mercado e devem ser

preferencialmente utilizados, independente da situação”.

6-Descreva: os sintomas , as possíveis conseqüências e as medidas que devem ser tomadas ,

no caso de molhabilidade dos sólidos por água.

7-Que medidas devem ser tomadas no caso de contaminação do fluido por H2S

8- justifique a seguinte afirmação:

“Quanto maior o peso do fluido , mais difícil se torna trabalhar com baixas razões óleo /

água

9- Descreva de maneira simplificada , porque devemos controlar a atividade da fase

dispersa do fluido.

10- Quando se faz necessário o uso de dispersantes no fluido.

73