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AVALIAÇÃO DE LIBERADORES DE COLUNA PARA FLUIDOS BASEÁGUA

LEONARDO FIGUEIRA WERNECK

UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSELABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO

MACAÉ - RJMARÇO - 2012



Monografia apresentada ao Centro de Ci-

ências e Tecnologia da Universidade Esta-

dual do Norte Fluminense, como parte das

exigências para obtenção do título de En-

genheiro de Exploração e Produção de Pe-

tróleo.

Orientador: Profª. Ana Catarina da Rocha Medeiros, D.Sc.

MACAÉ - RJMARÇO - 2012



Monografia apresentada ao Centro de Ci-

ências e Tecnologia da Universidade Esta-

dual do Norte Fluminense, como parte das

exigências para obtenção do título de En-

genheiro de Exploração e Produção de Pe-

tróleo.

Aprovada em 16 de Março de 2012.

Comissão Examinadora:

Prof. Alexandre Sérvulo (D.Sc., Engenharia) - LENEP/CCT/UENF

Profª. Eliane Soares de Souza (D.Sc., Geoquímica) - LENEP/CCT/UENF

Profª. Ana Catarina da Rocha Medeiros (D.Sc., Química) - LENEP/CCT/UENF -

(Orientadora)

Dedicatória

Aos meus pais, os quais me deram vida e amor.

✐✐

Agradecimentos

Agradeço primeiramente a Deus por sua infinita fidelidade comigo, ao conceder

tudo o que me foi necessário para a conclusão deste curso de Engenharia.

Aos meus pais Itamar Lessa Werneck e Maria Lizete Siqueira Figueira, os quais

nunca mediram esforços para me apoiar e me incentivar.

Aos meus irmãos Ronaldo, Tânia, Jaqueline e Juliana pelo apoio em todos os

momentos.

Ao meu sobrinho e afilhado Gabriel Fragoso Werneck, que mesmo sem saber me

alegrava e me dava forças para alcançar meus objetivos.

À minha namorada Mariana Martins Martinez que muito me apoiou nos momentos

difíceis, dando-me força para continuar.

Aos meus amigos Alexandre Alves Marinho, Maicon Jhoni de Oliveira, Pablo Al-

meida de Araujo e Vinícius Pardini de Oliveira que sem dúvidas, contribuíram de ma-

neira ímpar para que eu pudesse vencer os obstáculos.

À Ana Catarina da Rocha Medeiros pela sua orientação, amizade, suporte e paci-

ência em diversos momentos.

As técnicas do laboratório, Geizila Aparecida Pires Abib e Shirlene Alves Marinho,

as quais tiveram uma grande contribuição neste trabalho.

Um agradecimento especial a Luciana Viana Amorim da Universidade Federal de

Campina Grande que contribuiu de forma grandiosa para o desenvolvimento deste

trabalho.

Aos professores e funcionários do LENEP/CCT/UENF.

Aos membros da banca, Alexandre Sérvulo e Eliane Soares de Souza.

Ao professor André Duarte Bueno, que me proporcionou os conhecimentos neces-

sários para que esse trabalho fosse desenvolvido mais facilmente.

A ANP pelo fornecimento de bolsa de estudos.

A tantos e verdadeiros amigos que de diferentes formas e em diferentes momentos

contribuíram com sua força e apoio para que eu pudesse chegar até aqui.

✐✐✐

Epígrafe

"Mesmo uma noite sem estrelas pode anunciar a aurora de uma grande realização"

(Martin Luther King)

✐✈

Sumário

Nomenclatura xi

Resumo xiii

Abstract xiv

1 Introdução 1

1.1 Escopo do Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3 Organização do Documento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2 Revisão Bibliográfica e de Conceitos 5

2.1 Fluidos de Perfuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.1.1 Definição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.1.2 Breve Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1.3 Classificação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.1.3.1 Fluido Base Gás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.1.3.2 Fluido Base Óleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.1.3.3 Fluidos Base Água . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.1.4 Funções . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.1.5 Propriedades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.1.6 Trajetória . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.2 Reologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.2.1 Classificação dos Fluidos Viscosos . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

Sumário

2.2.1.1 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.2.1.2 Fluidos Newtonianos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.2.1.3 Fluidos Não-Newtonianos . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.2.2 Fluidos Tixotrópicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.2.3 Velocidade Anular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

2.3 Prisão Diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.3.1 Equipamento Utilizado para Medir a Prisão Diferencial . . . . . . 36

2.3.2 Influência dos Fluidos de Perfuração no Fenômeno de Prisão

Diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

2.4 Aditivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

2.5 O Papel da Enzima como Aditivo no Fluido de Perfuração . . . . . . . . 44

2.5.1 Enzimas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3 Metodologia 46

3.1 Materiais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

3.1.1 Aditivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

3.1.2 Equipamentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

3.1.2.1 Agitador Hamilton Beach . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

3.1.2.2 Balança Densimétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

3.1.2.3 Viscosímetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

3.1.2.4 Filtro Prensa API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

3.1.2.5 Fitas Indicadoras de pH . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

3.1.2.6 Differential Sticking Tester . . . . . . . . . . . . . . . . 49

3.2 Métodos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

3.2.1 Preparação dos Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

3.2.2 Determinação da Densidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

3.2.3 Estudo Reológico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

✈✐

Sumário

3.2.3.1 Viscosidade Aparente, Viscosidade Plástica e Limite de

Escoamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

3.2.3.2 Géis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3.2.4 Determinação do Volume de Filtrado e do Reboco . . . . . . . . 52

3.2.5 Determinação do pH do Filtrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3.2.6 Determinação do Coeficiente de Prisão Diferencial (CPD) . . . 52

4 Desenvolvimento 54

4.1 Experimento 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.2 Experimento 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

4.3 Experimento 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

5 Resultados e Análises 58

5.1 Análise dos Resultados Obtidos no Experimento 1 . . . . . . . . . . . . 58

5.1.1 Fluidos 01 e 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

5.1.2 Fluidos 03 e 04 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

5.1.3 Fluidos 05 e 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61



6 Conclusões 67

6.1 Sugestões Para Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

✈✐✐

Lista de Figuras

1 Representação esquemática do fenômeno de prisão diferencial (ISAM-

BOURG et al., 1999) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2 Reservatório Contendo Fluido de Perfuração Hidroargilosos (FARIAS, 2005) 6

3 Classificação dos fluidos de perfuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4 Broca e Detritos de Perfuração em Suspensão no Fluido (GETLIFF; OLI-

VER, 2002) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

5 Trajetória do fluido de perfuração (AMORIM, 2003) . . . . . . . . . . . . . 24

6 Broca de perfuração, jato de lama e espaço anular (AMORIM, 2003) . . . 25

7 Estágios do fluxo e perfis de velocidade de fluidos de perfuração (FER-

RAZ, 1977) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

8 Cilindros telescópicos de fluidos de perfuração presentes no fluxo com-

pletamente laminar (FERRAZ, 1977) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

9 Mecanismo de Prisão Diferencial (ALDRED et al., 1999) . . . . . . . . . . 32

10 Representação esquemática do aprisionamento da coluna de perfura-

ção por prisão diferencial (PEREIRA, 2003) . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

11 Perfil esquemático de um envoltório de um fluido rotativo (PEREIRA, 2003) 34

12 Princípio de prisão por diferencial de pressão (ISAMBOURG et al., 1999) . 35

13 Diagrama esquemático da célula de filtração (NASCIMENTO et al., 2010) . 37

14 Diagrama esquemático do Stickance tester (REID et al., 1996) . . . . . . 37

15 Esquema do Differential Sticking Tester (FANN, 2012) . . . . . . . . . . 38

16 Esquema do complexo enzima-substrato (KIELING, 2002) . . . . . . . . 45

17 Agitador Hamilton Beach . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

18 Balança Densimétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

19 Viscosímetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

Lista de Figuras

20 Filtro Prensa API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

21 Fitas Indicadoras de pH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

22 Differential Sticking Tester . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

23 Reboco do Fluido com Água e Bentonita após teste API . . . . . . . . 65

24 Reboco com Liberador A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

25 Reboco com Liberador B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

✐①

Lista de Tabelas

1 Tipos de fluidos base gás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2 Vantagens e desvantagens dos fluidos base óleo . . . . . . . . . . . . 15

3 Composição dos Fluidos 01 e 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55



6 Composição dos Fluidos 7, 8, 9 e 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

7 Resultado de Testes Laboratoriais para os Fluidos 01 e 02 . . . . . . . 59





Nomenclatura

A nomenclatura está dividida em: alfabeto latino, alfabeto grego, sub-índices, si-

glas e acrônimos, sendo apresentada em ordem alfabética.

Alfabeto Latino

k Constante da mola de torção [N/m]

N Velocidade de rotação [rpm]

Pc Pressão mínima para evitar o calapso da formação [Pa]

Pp Pressão de poros da formação [Pa]

r Raio do cilindro do Viscosímetro rotativo [m]

T Torque [N.m]

Alfabeto Grego

γ Taxa de cisalhamento [s−1]

θ Deflexão [graus]

θL Deflexão limite [graus]

µ Viscosidade [N.s/m2(cP )]

τ Tensão cisalhante [N/m2]

τL Limite de escoamento [N/m2]

Sub-índices

a Aparente

b Parede do cilindro interno

m Média aritmética

p Plástica

1 Interno

2 Externo

Nomenclatura

Siglas

API American Petroleum Institute

BHA Botton Hole Assembly

CMC Carboximetilcelulose

CPD Coeficiente de Prisão Diferencial

CTC Capacidade de Troca de Cátion

DOE Departamento de Energia dos Estados Unidos

DST Differential Sticking Tester

ECD Pressão dinâmica de circulação no fundo do poço

FG Força Gel

GF Gel Final

GI Gel Inicial

HPA Hidroxipropilamido

L600 Leitura no viscosímetro Fann a 600 rpm






MBT Methilene Blue Test

V F Volume de Filtrado

Acrônimos

CENPESCentro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de

Mello

LENEP Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo

NAFs Non-Aqueous Fluids

UENF Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro

①✐✐

Avaliação de liberadores de coluna para fluidos base água

Resumo

Durante a perfuração de poços de petróleo é frequente a prisão da coluna de

perfuração. Quando isto ocorre, a coluna fica presa dentro do poço, sem movimento,

impedindo que a perfuração prossiga de forma eficiente. Existem dois tipos de prisão:

a prisão mecânica e a prisão diferencial.

A prisão mecânica é causada pela obstrução ou restrição física e ocorre quando a

coluna de perfuração esta em movimento e a circulação do fluido fica impedida. A pri-

são diferencial, por sua vez, é causada por um diferencial de pressão, ou seja, quando

a coluna de fluido de perfuração exerce pressão excessiva na coluna de perfuração,

comprimindo-a contra o reboco depositado em formações permeável. Nesta catego-

ria, a circulação do fluido é mantida, mas não é possível girar a tubulação em nenhuma

direção. A prisão diferencial, a qual será discutida neste trabalho, é responsável por

61% dos custos totais nos poços perfurados no Golfo do México.

Primeiramente, será apresentada uma revisão bibliográfica sobre os fluidos de per-

furação e sobre o fenômeno de prisão diferencial. Em seguida, alguns testes serão

realizados com o objetivo de proporcionar um melhor conhecimento e aprimoramento

das técnicas de manuseio dos equipamentos do laboratório. Por fim, visando auxiliar

na prevenção da prisão de coluna por diferencial de pressão, este trabalho tem como

principais objetivos avaliar, através de experimentos, a atuação de uma solução enzi-

mática como liberador de coluna e avaliar o comportamento de alguns liberadores de

coluna para fluidos base água.

Os resultados mostram que a solução enzimática diminui o torque necessário para

que a movimentação da coluna seja retomada após a prisão diferencial, podendo,

desta maneira, ser um provável agente liberador de coluna. No último experimento,

através de análises da atuação do liberador de coluna diretamente no reboco, foi pos-

sível comprovar a eficiência dos liberadores de coluna no desempenho da sua função.

Palavras chave: [Prisão diferencial; solução enzimática; liberadores de co-

luna, fluidos de perfuração, poços de petróleo.].

xiii

Evaluation of releasing of column for water based drilling fluids

Abstract

During the drilling of oil wells, the imprisonment of the drill string is common. The

pipe becomes stuck in the wellbore, without movement, preventing the drilling operation

from going any further in an efficient way. There are two types of drill pipe sticking: the

mechanical sticking and the differential sticking.

The mechanical sticking is caused by mechanical obstruction or physical restraint

and occurs when the drill string is in motion and fluid flow is impeded. The differential

sticking, in turn, is caused by a pressure differential, i.e., when the column of drilling

fluid exerts excessive pressure on the drill string, the drill string is compressed against

the mudcake deposited in permeable formations. In this type of sticking, the fluid flow

is maintained, but it is not possible to rotate the pipe. The second type is responsible

for 61% of the total costs of oil wells drilled in the Gulf of Mexico.

First, a literature review on drilling fluids and differential sticking will be presented.

Next, some tests are made in order to improve provide a better understanding of the

laboratory equipment. Thus, to assist in the prevention of differential sticking in drilling

wells, the main goals of this work are the evaluation of the performance of an enzyme

solution as a drill pipe releaser and the evaluation of the behavior of other drill pipe

releasers used in water based drilling fluids.

The results show that the enzyme solution reduces the torque required to move the

drill string after differential sticking occurs. in the last test, through mudcake analysis,

it was possible to prove the efficiency of the drill string releasers.

Keywords: [Differential sticking; enzyme solution; releasing of column; drilling

muds; oil wells.].

xiv

1

1 Introdução

No presente trabalho, o foco do estudo será o fluido de perfuração base água,

tendo como objetivo principal a avaliação de liberadores de coluna para este tipo de

fluido. A maioria dos produtos conhecidos como liberadores de coluna são ácidos for-

tes ou tensoativos, os quais necessitam de uma cuidadosa manutenção e oferecem

uma eficiência limitada, respectivamente. Inicialmente, foram realizados testes para

análise das características do fluido de perfuração, tais como, viscosidade, parâme-

tros reológicos, densidade e volume do filtrado proporcionando, desta maneira, um

maior conhecimento e aprimoramento das técnicas de manuseio dos equipamentos

utilizados no laboratório para a construção deste trabalho. Em seguida, foi avaliado

o comportamento do fluido de perfuração quando ocorre uma variação na quantidade

de alguns aditivos adicionados para a formulação do mesmo. Após esta fase foi ava-

liado a atuação de uma solução enzimática em fluidos base água com amido e goma

xantana. As enzimas são proteínas e estas são importantes moléculas orgânicas en-

contradas em todas as células vivas e adicionadas para degradar os amidos presentes

no fluido. Para finalizar, foi avaliado o desempenho de dois liberadores de coluna co-

merciais quando adicionados diretamente ao reboco formado durante o processo de

filtração.

1.1 Escopo do Problema

Perfurar um poço de óleo ou gás exige o uso de uma coluna de perfuração com-

posta por tubos (tubos de perfuração, tubos pesados e comandos) e acessórios, a

exemplo de estabilizadores. Essa coluna transmite o torque, fornecido na superfície,

necessário para girar a broca e fornece o peso sobre a broca necessário para perfurar

a formação geológica (PAIAMAN; AL-ANAZI, 2008). No entanto, na indústria de perfura-

ção de poços de petróleo um dos problemas mais sérios e mais frequentes é a prisão

de tubos, que ocorre quando a coluna de perfuração fica presa dentro do poço, sem

movimento, impedindo que a perfuração prossiga de forma eficiente (NASCIMENTO et

2

al., 2010).

Sua ocorrência representa tempo não produtivo de sonda (BACHELOT et al., 2004) e,

desta forma, se torna uma das principais causas de aumento de custos na perfuração,

pois manobras deverão ser feitas para tentar liberar a coluna, aumentando o tempo de

perfuração (YARIM et al., 2007).

Entre os mecanismos que podem levar à prisão de coluna de perfuração estão:

• Chavetas;

• Desmoronamento;

• Fechamento do poço;

• Má limpeza;

• Prisão Diferencial.

Nesse trabalho, será avaliado o mecanismo de prisão de coluna por diferencial de

pressão que é o maior problema mundial de perfuração em termos de tempo e custo

financeiro (KRISHAN et al., 2000).

Bradley et al. em 1991 apresentaram um estudo pioneiro abordando o problema de

prisão de coluna. Nesse estudo, eles chegaram à estimativa de que o custo adicional

para a indústria, decorrente de problemas de prisão de coluna, era da ordem de $ 250

milhões de dólares ao ano (considerando apenas as áreas de exploração no Golfo

do México e Mar do Norte). Desde então, estudos têm sido conduzidos buscando

um entendimento maior das causas dos problemas e dos possíveis meios de evitá-los

(TAVARES, 2006).

A prisão por pressão diferencial ocorre quando a coluna de perfuração é presa à

parede do poço por um mecanismo de sucção. Esse tipo de prisão ocorre somente

em frente a intervalos permeáveis da formação (STEPAN, 1981). Por esse motivo, a

maioria dos fluidos de perfuração utilizados atualmente forma um reboco na parede

do poço em formações permeáveis. A pressão hidrostática no poço pode pressionar a

coluna de perfuração no reboco contra a parede do poço em trechos onde a pressão

da formação seja inferior à pressão interna do poço e devido ao diferencial de pressão

entre poço e formação, sólidos começam a se depositar ao redor da região de contato

entre a coluna de perfuração e a parede do poço, e a coluna fica presa. Nesse caso

tem-se que a pressão dinâmica de circulação no fundo do poço é muito maior que a

3

pressão de poros da formação (TAVARES, 2006). A Figura 1 ilustra o mecanismo de

prisão diferencial de coluna.

Figura 1: Representação esquemática do fenômeno de prisão diferencial (ISAMBOURG

et al., 1999)

1.2 Objetivos

Execução de testes laboratoriais com um tipo de solução enzimática acrescidas

aos fluidos base água e a análise dos mesmos quanto a capacidade de liberar a co-

luna. Para que essa análise seja executada, será utilizado um equipamento que simula

a prisão de coluna - Differential Sticking Tester. Testes laboratoriais serão executados,

também, com o objetivo de avaliar o desempenho de dois liberadores de coluna já

conhecidos na indústria.

O quanto eficiente é um fluido de perfuração para liberar a coluna é um parâmetro

muito importante, mas não será o único a receber atenção neste trabalho. O fluido de

perfuração deve exercer diversas funções, sendo necessário que suas demais propri-

edades, como a reologia, por exemplo, se mantenham estáveis nos diversos fluidos

que serão formulados para análise.

4

1.3 Organização do Documento

A presente monografia está disposta em sete capítulos.

No Capítulo 2, “Revisão Bibliográfica e de Conceitos”, apresenta-se uma revisão

bibliográfica detalhada dos trabalhos, técnicos e científicos, que estão diretamente re-

lacionados ao trabalho e, no mesmo capítulo, apresenta-se um conjunto de conceitos

relacionados a este trabalho e que serão amplamente utilizados.

No Capítulo 3, “Metodologia”, apresenta-se a metodologia científica a ser utilizada

no desenvolvimento deste trabalho. Inclui-se informações sobre instrumentos (materi-

ais e equipamentos) utilizados, dados e formas de análise e interpretação .

No Capítulo 4, “Desenvolvimento”, apresenta-se o objetivo do experimentos. O

experimento 1 tem como principal objetivo proporcionar um melhor conhecimento dos

equipamentos utilizados no laboratório, assim como conhecer o quão eficiente podem

ser os aditivos utilizados na composição dos fluidos. O experimento 2 visa avaliar a

atuação de uma solução enzimática como liberador de coluna, utilizando para isso

o Differential Sticking Tester. Por último, o experimento 3 tem como objetivo verifi-

car o aspecto do reboco obtido após testes com dois agentes liberadores comerciais

fornecidos pela Baker Hughes, utilizando a célula do Filtro Prensa API. Apresenta-se

aqui, também, a composição dos fluidos de perfuração base água utilizados durante o

desenvolvimento deste trabalho.

No Capítulo 5, “Resultados e Análises”, apresenta-se os resultados e a análise

dos experimentos descritos no capítulo 5. Tabelas e figuras serão apresentadas para

uma melhor interpretação dos resultados.

No Capítulo 6, “Conclusões”, apresenta-se neste capítulo as conclusões e suges-

tões para trabalhos futuros.

Apresenta-se a seguir as “Referências Bibliográficas e de Conceitos”.

5

2 Revisão Bibliográfica e deConceitos

Apresenta-se neste capítulo uma revisão bibliográfica detalhada dos trabalhos,

técnicos e científicos, que estão diretamente relacionados ao trabalho. Apresenta-se,

também, um conjunto de conceitos relacionados a este trabalho e que serão ampla-

mente utilizados.

2.1 Fluidos de Perfuração

2.1.1 Definição

Os fluidos de perfuração, também chamados de lama (Figura 2), podem ser con-

ceituados como composições frequentemente líquidas, com diversas funções, desti-

nados a auxiliar o processo de perfuração de poços de petróleo (AMORIM, 2003). O

termo correto a ser empregado é fluido e não lama (SANTOS, 1992), mas como este

último é de uso corrente no Brasil, ambos serão usados como sinônimos neste traba-

lho.

De acordo com o American Petroleum Institute - API, os fluidos de perfuração

são definidos como fluidos de circulação usados em perfurações rotativas, injetados

nos poços por meio de bombas, para desempenhar as funções requeridas durante a

operação de perfuração. A partir desta definição, é impossível a perfuração rotativa

sem um fluido de circulação, o que o torna um dos elementos mais importante na

operação de perfuração de um poço (LUMMUS; AZAR, 1986).

6

Figura 2: Reservatório Contendo Fluido de Perfuração Hidroargilosos (FARIAS, 2005)

2.1.2 Breve Histórico

Inicialmente, um fluido de perfuração foi definido como um material empregado

para ajudar a ação de ferramentas de corte, portanto, o seu uso é anterior ao surgi-

mento da indústria do petróleo (SERRA, 2003).

A água foi o primeiro fluido de perfuração a ser utilizado, pois no início do terceiro

milênio a.C., no Egito, poços de 20 pés (aproximadamente 6 metros) de profundidade

foram perfurados em minas por brocas rotatórias controladas manualmente, e a água

foi utilizada para remoção dos detritos gerados durante a operação de perfuração

(BRANTLY, 1971). Outros registros indicam que, no século III a.C., na China, a técnica

envolvia a queda de uma pesada ferramenta metálica de perfuração e a remoção da

rocha pulverizada (detritos) com um recipiente tubular. A água facilitava a penetra-

ção da ferramenta de perfuração, ajudando na remoção dos detritos (GETLIFF; OLIVER,

2002).

Em sua revisão, Serra (2003) diz que a partir da metade do século XIX, começou-

se a pensar na lama de perfuração como um auxiliar para remover os detritos gerados,

através de sua circulação dentro do poço. Em 1844, na Inglaterra, Robert Beart,

descobriu um método de perfuração baseado em um sistema de hastes giratórias

e propôs a circulação de água para transportar o material cortado ou movido pelas

ferramentas. Ao mesmo tempo, na França, Fauvelle bombeou água em um poço

7

para remover os detritos da perfuração e trazê-los até a superfície (DARLEY; GRAY,

1988). Segundo Getliff e Oliver (2002), Fauvelle percebeu que o jato de água era

muito eficaz na elevação dos detritos para fora do poço e desenvolveu um mecanismo,

no qual a água seria bombeada para baixo, no interior de uma haste de perfuração, e

transportaria os detritos em seu retorno à superfície pelo espaço intermediário entre a

haste e a parede do poço. Serra (2003) afirma que o método desenvolvido por Beart,

em 1844, e por Fauvelle, em 1846, foi consolidado em 1866 por Sweeney, com um

equipamento de perfuração rotatória, que se mostrou semelhante em muitos aspectos

aos equipamentos utilizados atualmente.

Ainda em sua revisão, Serra (2003) explica que neste mesmo período, iniciou-se

a adição de material com propriedades de plasticidade e maleabilidade (como argila,

farelo de milho e cimento) para atribuir ao fluido uma nova função: revestir as paredes

do poço para estabilizá-lo e reduzir a tendência ao desmoronamento. O desenvolvi-

mento desta nova função implicou diretamente no controle da pressão, principalmente

em poços contendo gás, desenvolvendo-se a utilização de um tipo de lama “carre-

gada” (laden mud), que estabilizava mais efetivamente as formações perfuradas em

decorrência do aumento de sua densidade, inicialmente com o acréscimo de óxidos

metálicos de ferro (Fe2O3), e a partir de 1922, com a popularização do uso de barita

(BaCO3).

Entre os anos de 1860 e 1880, várias patentes norte-americanas indicavam os

fluidos de perfuração como veículos para remoção dos detritos (DARLEY; GRAY, 1988).

Em 1887, outra patente, também dos Estados Unidos, de Chapman, propôs que

um fluxo de água e certa quantidade de material argiloso removeriam os detritos e em

adição formaria uma parede impermeável ao longo do poço perfurado (DARLEY; GRAY,

1988).

Na década de 1890, muitos poços foram perfurados no Texas e na Louisiana uti-

lizando fluidos contendo argilas. Durante este período não se utilizou outro material

além da argila, como menciona Brantly, em seu livro History of Oil Well Drilling, o qual

traz uma revisão sobre o desenvolvimento dos fluidos de perfuração neste período

(DARLEY; GRAY, 1988).

A partir daí, acentuou-se a pesquisa para o aprimoramento da performance dos

materiais já conhecidos a serem adicionados ao fluido, com o desenvolvimento de

outros sistemas para aumentar a densidade , agentes para tornar a lama mais “fina”

(thinners), para modificar a sua viscosidade e sistemas contendo sal e argilas para

modificar as características da torta de filtração formada (POLLARD; HEGGEM, 1914).

8

As características dos materiais contidos nos fluidos de perfuração foram sendo

aperfeiçoadas para se adequar às situações cada vez mais específicas (SERRA, 2003).

Foram desenvolvidos fluidos apropriados para prevenir o inchamento e desintegração

durante a perfuração de folhelhos (DOHERTY et al., 1931).

Grande parte do desenvolvimento dos fluidos de perfuração base água, foi impul-

sionado principalmente para satisfazer condições de estabilidade e pressão do poço e

remoção de detritos, entretanto a complexidade das condições de perfuração possibi-

litaram que os fluidos base óleo, tivessem um grande impulso devido a suas vantagem

em vários aspectos em relação aos fluidos base água (SERRA, 2003).

Os fluidos base óleo se desenvolveram paralelamente aos fluidos base água, e

buscavam principalmente superar algumas deficiências decorrentes da utilização dos

últimos, tais como: interferência no fluxo de óleo e gás através dos poros da rocha,

aumento da desintegração e dispersão das argilas na lama e contribuição para o au-

mento da corrosão da broca devido à presença de ferro na maior parte das formula-

ções (SERRA, 2003).

A partir de 1920 iniciou-se o uso de fluidos base óleo para as operações de com-

pletação1 de poços (SWAN, 1923), sendo esta a sua principal aplicação até 1950. A sua

utilização se mostrou adequada sob condições de temperatura extrema, altas pres-

sões e com a presença de gases corrosivos (GRAY; TSCHIRLEY, 1975) e na perfuração

de folhelhos sensíveis à água através do controle da salinidade da lama. Problemas

relacionados ao emperramento do tubo de perfuração, seu torque excessivo e arraste

durante a perfuração de poços inclinados foram minimizados. Desde o início do seu

emprego até os dias atuais, a tecnologia dos fluidos de perfuração base óleo, avançou

desde o uso de exclusivamente óleo crú, até o uso de composições multifuncionais em

função da diversidade de situações durante a perfuração de um poço (SERRA, 2003).

Em oposição a estes aspectos favoráveis, o alto custo inicial e as extremas precau-

ções muitas vezes requeridas no descarte para evitar a poluição das áreas vizinhas

durante o seu uso, foram questões consideradas no uso de lamas base óleo para

aplicações específicas (LEWIS, 1982).

O primeiro registro do uso de gás comprimido para remover detritos, de um poço,

consta de 1866 em uma patente citada por P. Sweeney, embora, provavelmente, o ar

tenha sido usado anteriormente em outras perfurações (SERRA, 2003).

O propósito original para o uso de fluidos base gás, foi evitar a perda de água

1Operação que consiste em revestir as paredes do poço para auxiliar na sua sustentação, e permitiro fluxo controlado dos fluidos presentes dentro das formações, para o tubo de perfuração.

9

que resultava em dano para as zonas produtivas (SUFALL, 1960), sendo um benefício

secundário, a sua velocidade de perfuração mais rápida em áreas contendo rochas

mais duras. Esse aumento na velocidade, ocorreu pelo fato da redução da pressão no

poço com o uso de espumas e espumas compactas, contribuindo amplamente para

evitar a perda de circulação da broca no poço e problemas relacionados à remoção de

detritos (HOOK et al., 1977).

Devido aos problemas apresentados com os fluido base óleo, foram desenvolvidos

os fluidos sintéticos que são aplicados em situações mais severas de perfuração, nas

quais são utilizados os fluidos base óleo (CAENN; CHILLINGAR, 1996). Em 1994, o De-

partamento de Energia dos Estados Unidos - DOE organizou um encontro para discutir

esta classe de fluidos, onde estiveram presentes produtores de óleo, representantes

de companhias de suprimentos de fluidos de perfuração, do API (American Petroleum

Institute), entre outros. Deste encontro foram publicados dados comprovando que 79,0

% das amostras analisadas apresentavam níveis de toxidade aceitáveis (BURKE; VEIL,

1995).

Ainda segundo Burke & Veil (1995), os fluidos sintéticos apresentam desempe-

nho comparável aos fluidos base óleo, sendo aplicados em perfurações com elevadas

temperaturas, presença de folhelhos ou sais e quando os fluidos base água têm seu

desempenho limitado.

A evolução dos fluidos de perfuração no Brasil seguiu a tendência mundial. Atu-

almente, fluidos contendo polímeros e sais são utilizados em algumas fases de per-

furação. Os fluidos base óleo também continuam sendo utilizados, mas não com a

sua formulação original, pois em virtude de restrições ambientais, base óleo diesel foi

substituída por bases orgânicas menos tóxicas. Os tradicionais fluidos base água e

bentonita são utilizados até hoje (AMORIM, 2003).

Hoje, o desenvolvimento de fluidos de perfuração esta cada vez mais especiali-

zado, de forma que todas as propriedades necessárias aos fluidos sejam adquiridas

por meio da incorporação de aditivos desenvolvidos especialmente para corrigir e/ou

melhorar o desempenho dos fluidos durante a operação de perfuração de poços, ga-

rantindo, assim, o sucesso da perfuração (BARBOSA, 2005).

2.1.3 Classificação

Existem inúmeros tipos de fluidos de perfuração e os fatores que podem influenciar

na escolha de tais fluidos são (BOURGOYNE et al., 1991):

10

• Tipo de formação a ser perfurada;

• Escala de temperatura, tensão, permeabilidade e pressão de poros da formação;

• A qualidade da água disponível;

• Questões ambientais.

Foi proposta uma metodologia para escolha do tipo de fluido, baseada em fatores

internos e externos. Os fatores internos seriam as proporções ideais das quantidades

de água, de óleo, de aditivos e de outros. Os fatores externos seriam os relacionados

às condições da região a ser perfurada (GUIMARÃES; ROSSI, 2007).

Para que possam se ajustar a esses fatores, os fluidos possuem diversas com-

posições e são classificados de acordo com a base do fluido, ou seja, o constituinte

principal que compõe sua fase contínua. Dessa forma, a classificação dos fluidos ficou

dividida em dois blocos (OLIVEIRA, 2008):

Figura 3: Classificação dos fluidos de perfuração

Os fluidos base gás são constituídos de um fluxo de ar ou gás natural injetado no

poço a alta velocidade. Os fluidos base óleo são aqueles cuja fase líquida contínua é

constituída por óleo, enquanto que nos fluidos base água, a fase contínua é constituída

11

por água (DARLEY; GRAY, 1988; LUMMUS; AZAR, 1986). A seguir, de forma detalhada,

serão apresentadas as categorias em que os fluido são classificados.

2.1.3.1 Fluido Base Gás

De acordo com Darley e Gray (1988), fluidos base gás são aqueles que contêm

gás como fase contínua ou ainda, aqueles que possuem gás como fase descontínua.

Darley e Gray (1988) seguem ainda dizendo que o termo “fluido de perfuração de

pressão reduzida” pode ser aplicado a todos estes fluidos do sistema porque são

usados para reduzir o gradiente de pressão dos fluidos de perfuração a menos que

aquele exercido por uma coluna de água.

Desta forma, devido aos benefícios trazidos por este tipo de fluido de baixa den-

sidade, algumas situações recomendam a sua utilização como, por exemplo, evitar a

perda de água para a formação reduzindo, então, o dano à mesma. Estes fluidos ofe-

recem uma maior taxa de perfuração em rochas mais duras como diabásio e basalto e

em regiões com escassez de água ou regiões glaciais com grandes camadas de gelo

(DARLEY; GRAY, 1988). São usados também, em zonas com perdas de circulação seve-

ras e formações produtoras com pressão muito baixa ou com grande susceptibilidade

a danos (THOMAS et al., 2001).

Através destes tipos de fluido o ar ou gás circula do mesmo modo do que um fluido

líquido convencional através de pressão fornecida por compressores que são instala-

dos na superfície junto aos demais equipamentos de perfuração (SCHAFFEL, 2002).

Porém, ainda são necessários esforços de desenvolvimento para sua viabilização em

cenários de águas profundas, onde é imprescindível o uso de sondas flutuantes (CAR-

VALHO, 2005). Além disso, o uso deste tipo de fluido é limitado a áreas onde as forma-

ções são competentes e impermeáveis (BOURGOYNE et al., 1991).

Na Tabela 1 estão apresentados os principais tipos de fluidos de perfuração base

gás, de acordo com algumas de suas aplicações.

12

Tabela 1: Tipos de fluidos base gás

Adaptado de Darley e Gray., 1988

Os fluidos base ar comprimido ou nitrogênio são limitados a formações que não

produzam elevada quantidade de água. Esta técnica pode ser utilizada em formações

produtoras com pressão muito baixa além de formações duras, estáveis ou fissuradas,

onde o objetivo é aumentar a taxa de penetração (THOMAS et al., 2001).

A perfuração com névoa, uma mistura de água dispersa no ar, é empregada

quando são encontradas formações que produzem água em quantidade suficiente

para comprometer a perfuração com ar puro. Em geral, a perfuração com névoa é

executada em conjunto com a perfuração a ar (THOMAS et al., 2001).

Os fluidos com espuma são dispersões de gás em líquido, na qual a fase contínua

é constituída por um filme delgado de uma fase líquida, estabilizada através de um

tensoativo específico, denominado espumante. São fluidos utilizados em casos onde

é necessária uma elevada eficiência no carregamento de cascalhos, uma vez que

estes fluidos apresentam alta viscosidade à baixa taxa de cisalhamento. As espumas

se misturam com a água da formação geológica e revestem os detritos permitindo a

sua remoção (THOMAS et al., 2001).

Quando se deseja perfurar com um gradiente de pressão intermediário aos forne-

cidos pelos fluidos convencionais e as espumas, pode-se optar pela perfuração com

fluidos aerados. Esta técnica consiste em injetar ar, nitrogênio ou gás natural no fluxo

13

contínuo do fluido de perfuração, diminuindo a densidade do sistema e removendo os

sólidos perfurados. A perfuração com fluido aerados é recomendada principalmente

em regiões onde ocorrem perdas de circulação severas (THOMAS et al., 2001).

2.1.3.2 Fluido Base Óleo

Introduzidos no mercado na década de 40, os fluido base óleo logo ganharam

destaque, apesar de custarem de 2 a 4 vezes mais do que os de base aquosa. Os

fluidos base óleo são utilizados em situações especiais, incluindo altas temperaturas e

pressões, formações geológicas hidratáveis, elevadas profundidades e em formações

geológicas salinas (BURKE; VEIL, 1995).

Segundo Lummus & Azar (1986), os fluidos base óleo podem ser subdivididos em

duas classes: os verdadeiros fluidos base óleo e as emulsões inversas. Os verda-

deiros fluidos base óleo contêm água em concentração volumétrica a 5,0 %, ácidos

orgânicos, álcalis, agentes de estabilização, óleo diesel ou óleo mineral não tóxico. As

emulsões inversas podem conter até 50,0 % em volume de água, que é dispersa em

óleo através de um emulsificante especial.

Os fluidos de perfuração base óleo são muito utilizados e indicados para perfu-

ração marítima, onde frequentemente são usados poços direcionais para alcançar

determinado ponto do reservatório. Estes poços direcionais são mais restritivos pre-

cisando de uma maior lubrificação e devido, também, à maior probabilidade do tubo

de perfuração ficar preso nas formações. Também é muito utilizado onde são neces-

sários o controle da estabilidade do poço e a inibição do inchamento das formações

argilosas, como em seções profundas de poços submetidos a altas pressões e/ou a

altas temperaturas (SCHAFFEL, 2002).

Bourgoyne et al. (1991) mostram que os fluidos base óleo além de serem mais ca-

ros, precisam de um minucioso controle contra poluição quando comparados aos flui-

dos base água. Eles foram largamente utilizados por muito tempo, apenas em função

da sua elevada eficiência como inibidor, pois os mesmos funcionam como membranas

semipermeáveis ideais quando em contato com os folhelhos.

Os fluidos base óleo são similares em composição aos fluidos base água, diferindo

apenas em sua fase contínua. A fase contínua contém óleo com pequenas gotas de

14

água emulsificadas2 e chamamos este tipo de fluido de emulsão água em óleo. Outra

diferença é que nos fluidos base óleo todos os sólidos são considerados inertes, uma

vez que eles não interagem com o óleo (BOURGOYNE et al., 1991).

Inicialmente foi empregado o asfalto como fase contínua, evoluindo para a utili-

zação de óleo diesel e petróleo, devido sua boa disponibilidade e baixo custo. Tais

sistemas continham um baixo teor de água em suas composições, pois um alto teor

(acima de 10%) causava um espessamento indesejável do fluido. No início dos anos

80, na Inglaterra, foram realizados testes onde avaliaram o nível de toxidade dos flui-

dos base diesel, o que culminou com proibição da utilização deste tipo de composto

primeiramente na Europa e consequentemente no mundo (JACHNIK, 1994).

Em função da legislação ambiental internacional rigorosa, a pesquisa e desenvol-

vimento de fluidos de base não aquosa, os chamados NAFs (Non-Aqueous Fluids),

passou a adquirir importância crescente e estratégica. Os NAFs são classificados de

acordo com o fluido utilizado em sua formulação e estes em função de sua origem e

conteúdo de hidrocarbonetos poliaromáticos (HPA’s), considerados bastante tóxicos.

Compreendem, então, os fluidos base óleo, os base óleo mineral de baixa toxidade,

base óleo mineral melhorado e os de base sintética (SCHAFFEL, 2002).

Na Tabela 2 são apresentadas as principais vantagens e desvantagens relaciona-

das ao desempenho dos fluidos base óleo quando comparados aos de base aquosa.

2É necessário adicionar um emulsificante químico para impedir que as gotas d’água coalesçam.

15

Tabela 2: Vantagens e desvantagens dos fluidos base óleo

Adaptado de Bourgoyne et al., 1991 e Darley e Gray., 1981

2.1.3.3 Fluidos Base Água

Segundo Caenn & Chillingar (1996), os fluidos base água são utilizados na maioria

das operações de perfuração em todo o mundo. No Golfo do México, por exemplo,

mais de 90,0 % dos poços perfurados usam este tipo de fluido (BURKE; VEIL, 1995).

Os fluidos base água geralmente consistem de água, em concentrações volumé-

tricas superiores a 90,0 %, e aditivos especiais como argila, barita, lignosulfonato,

lignito, soda caústica, entre outros, introduzidos de acordo com as condições da for-

mação geológica onde o poço esta sendo perfurado (AMORIM, 2003).

Os fluidos base água são constituídos, basicamente, por três componentes (FER-

RAZ, 1977):

1. A fase água, que é a fase contínua do fluido e dependendo da localização do

poço a ser perfurado e/ou da água disponível esta pode ser água doce, salgada,

dura, branda, etc.;

16

2. A fase dos sólidos reativos, constituída por argilas comerciais e por argilas e

folhelhos hidratáveis provenientes das formações geológicas que estão sendo

perfuradas;

3. A fase dos sólidos inertes, constituída por sólidos tais como calcário ou areia.

Entre os sólidos inertes há a barita, que é adicionada aos fluidos para aumentar

a massa específica.

Infelizmente, os fluidos de perfuração base água possuem algumas desvantagens,

apresentando limitações de uso. De acordo com Schaffel (2002), um dos problemas

está relacionado ao fato de conterem em sua composição argilas hidrofílicas (também

chamadas sólidos ativos), que reagem quimicamente com a água presente no próprio

fluido, provocando um inchamento da argila, dispersando partículas e aumentando a

densidade do fluido.

Estas argilas também podem provocar um efeito chamado de “intrusão da argila in-

chada” nos poros das formações cortadas pela broca, formando uma barreira que pa-

ralisa ou restringe significativamente o fluxo da produção de hidrocarbonetos quando

em contato com a formação de interesse (LUMMUS; AZAR, 1986).

Em paralelo, este “inchaço” de material leva a uma geração de volume extra de re-

síduos de perfuração. A solução para os problemas apontados acima é “inibir” o fluido

através da adição de substâncias químicas que impeçam ou diminuam sua reação

com a água (SCHAFFEL, 2002).

Os fluidos base água podem ser subdivididos em seis diferentes sistemas (AMO-

RIM, 2003):

i) não-dispersos: nesta classe estão incluídos os fluidos de água e argilas, os

fluidos naturais e outros levemente tratados. São usados em poços de pequena pro-

fundidade, bem como, na primeira fase da perfuração. Não são introduzidos aditivos

para dispersar os sólidos e as partículas de argila;

ii) dispersos: à medida que aumenta a profundidade do poço perfurado uma maior

quantidade de sólido vai sendo gerada. Uma vez que estes sólidos não são removidos

do sistema, serão moídos e incorporados ao fluido, inicialmente composto por água e

bentonita, alterando sua viscosidade. Para obter-se a dispersão dos sólidos e contro-

lar a viscosidade são introduzidos defloculantes e redutores de filtrado, tais como os

lignosulfonatos e lignitos;

iii) tratados com cálcio: os fluidos tratados com cálcio são também chamados de

17

fluidos inibidos. Estes fluidos não comprometem a formação geológica, pois o fil-

trado que se difunde através da formação não dispersa as argilas e folhelhos, por isto

são aplicados em perfurações onde problemas de desmoronamento e, consequente-

mente, alargamento do poço são frequentes. Os principais constituintes dos sistemas

à base de cálcio são: hidróxido de cálcio (cal hidratada), sulfato de cálcio (gesso) e

cloreto de cálcio, além de água e bentonita;

iv) poliméricos: polímeros de alto peso molecular são adicionados ao sistema para

desenvolverem viscosidade através da floculação dos sólidos perfurados ou através

da viscosificação da água. Normalmente, estes sistemas contêm pequenas quantida-

des de bentonita. Os polímeros comumente utilizados são poliacrilamida, celulose e

produtos à base de gomas naturais;

v) baixo teor de sólidos: os fluidos de baixo teor de sólidos são aqueles cuja con-

centração volumétrica de sólidos é inferior a 10,0 %. Em sua grande maioria, os fluidos

de perfuração de baixo teor de sólidos são compostos de água, com quantidades va-

riáveis de argilas bentoníticas e de polímeros. Quando necessários, são introduzidos

outros aditivos para o controle da reologia do fluido. Também estão incluídos nesta

classe os fluidos constituídos de água e sólidos resultantes da perfuração. A principal

vantagem do uso destes fluidos é um aumento significativo na velocidade de perfura-

ção;

vi) sistemas de água salgada: os fluidos desta classe podem ser subdivididos em

fluidos saturados de sal e fluidos de água salgada. Os fluidos saturados de sal têm

concentrações de sais próximas a 190.000 mg/L e são usados para perfurar forma-

ções salinas. Os fluidos de água salgada são preparados com quantidades de sais

entre 10.000 mg/L a 190.000 mg/L, sendo os níveis mais baixos relativos aos fluidos

preparados com água do mar. Os fluidos, de uma maneira geral, são preparados

com água doce ou salgada e sais, como cloreto de sódio, cloreto de cálcio, cloreto de

potássio, entre outros, que são adicionados até atingir a salinidade desejada.

De maneira geral, os fluidos de base aquosa possuem baixo custo quando compa-

rados aos demais fluidos, são geralmente biodegradáveis e se dispersam facilmente

na coluna d’água (DURRIEU et al., 2000).

Uma das limitações dos fluidos de perfuração base água foi não conseguir acom-

panhar os novos desafios que foram surgindo com a evolução da tecnologia, como

a perfuração direcional ou em águas profundas. Antigamente, os poços estavam em

profundidades bem mais rasas do que os poços atuais e os fluidos base água têm

muitos problemas operacionais com perfuração muito profundas, principalmente re-

18

lacionadas à elevada pressão hidrostática exercida nestas profundidades (OLIVEIRA,

2008).

Os chamados fluidos sintéticos são os mais novos tipos de fluido de perfuração

desenvolvido, definidos como fluidos cuja fase líquida contínua é um líquido sintético.

Segundo Burke & Veil (1995), os fluidos sintéticos podem desempenhar as mesmas

funções dos fluidos base óleo, bem como, serem utilizados em situações nas quais os

fluidos base água sofrem limitações. Em uma outra comparação, os autores afirmam

que o uso dos fluidos sintéticos reduz o tempo de perfuração quando comparados

aos fluidos base água e, em relação aos fluidos base óleo, são menos tóxicos. Como

desvantagem pode-se citar seu elevado custo.

2.1.4 Funções

Historicamente, a primeira função dos fluidos de perfuração era agir como veículo

para remover os detritos gerados durante a perfuração de poços. Hoje, é reconhecido

que os fluidos de perfuração desempenham várias outras funções (AMORIM, 2003).

Segundo Lummus & Azar (1986), são cinco as principais funções dos fluidos de

perfuração:

i) resfriar e lubrificar a broca;

ii) limpar o fundo do poço dos detritos de perfuração;

iii) transportar os detritos de perfuração para a superfície;

iv) estabilizar o poço;

v) permitir uma adequada avaliação da formação geológica.

A Figura 4 apresenta um tipo de broca utilizada na perfuração de poços e os detri-

tos de perfuração sendo transportados pelo fluido de perfuração.

Darley & Gray (1988), citam sete principais funções dos fluidos de perfuração:

i) transportar os detritos de perfuração e permitir sua separação na superfície;

ii) resfriar e limpar a broca;

iii) reduzir o atrito entre a coluna de perfuração e as paredes do poço;

iv) manter a estabilidade do poço;

v) prevenir o escoamento do fluido para o interior das formações geológicas;

19

vi) formar um filme de baixa permeabilidade (reboco) nas paredes do poço;

vii) auxiliar as avaliações sobre os detritos e as formações perfuradas.

Além destas funções, os autores ressaltam que os fluidos de perfuração não de-

vem ser danosos à formação produtora, poluir o meio ambiente e sobrecarregar o

equipamento de perfuração.

Figura 4: Broca e Detritos de Perfuração em Suspensão no Fluido (GETLIFF; OLIVER,

2002)

Remover os fragmentos e detritos gerados durante a perfuração continua sendo

uma das funções mais importantes dos fluidos de perfuração. O fluido, ao ser injetado

no poço, exerce uma ação de jato que conserva o fundo do poço e a broca livres de

detritos, assegurando uma maior vida útil à broca e uma maior eficiência da perfura-

ção. É também por meio do fluido em circulação (fundo do poço - superfície), que os

detritos são transportados até a superfície. Este processo de remoção é dependente

de vários fatores: perfil de velocidade anular do fluido, densidade do fluido e viscosi-

dade do fluido (AMORIM, 2003). A trajetória do fluido e o perfil de velocidade anular do

fluido são apresentados em detalhe nos itens 2.1.6 e 2.2, respectivamente.

O cascalho e o fluido de perfuração que chegam à superfície constituem valiosas

fontes de informações sobre as formações que estão sendo perfuradas. Assim que

chegam a superfície, os geólogos examinam o cascalho para saber que tipo de for-

mação estão perfurando no momento, assim como os técnicos de fluido de perfuração

analisam o seu retorno, avaliando o quanto de água, gás ou óleo está entrando no

poço. Além disso, estes testes são primordiais para se realizar algumas correções no

fluido, tais como a adição de elementos e aditivos e, também, substituição do tipo de

fluido utilizado (OLIVEIRA, 2008).

20

A remoção dos detritos que permanecem embaixo da broca é uma tarefa dificil-

mente alcançada. Segundo Lummus & Azar (1986), uma maneira para atingir esta

função é utilizar um jato de fluido direcionado transversalmente à face da rocha e uma

velocidade suficientemente alta para arrastar os detritos e evitar sua cominuição3.

Durante a perfuração, em virtude do constante contato da broca e da coluna de

perfuração com a formação geológica é gerada uma grande quantidade de calor. Este

calor é dissipado pelo fluido que é resfriado ao retornar à superfície. O fluido também

lubrifica a broca, pois reduz o atrito com a formação (Lummus & Azar, 1986).

Os fluidos de perfuração devem ser capazes de produzir nas paredes do poço

uma membrana fina e de baixa permeabilidade, chamada de reboco, para consolidar a

formação geológica, garantindo a estabilidade do poço, bem como, para evitar/retardar

a perda de filtrado, ou seja, o escoamento do fluido para o interior das formações

geológicas (LUMMUS; AZAR, 1986). Esta membrana é formada pela deposição das

partículas de argila nas paredes do poço à medida que a fase líquida (água) do fluido

penetra nos seus poros. A espessura desta membrana aumenta enquanto o fluido

ceder água às formações geológicas com as quais está em contato, e ao alcançar

determinada espessura, tende a impermeabilizar o poço, impedindo perda de água

por filtração (FERRAZ, 1977). O filtrado e a espessura do reboco são dois parâmetros

medidos rotineiramente para definir o comportamento do fluido quanto a filtração.

A prioridade é manter as formações rochosas, expostas ao trabalho da broca gi-

ratória, o mais estáveis possível. Isto é feito por meio da manutenção da pressão

do fluido de perfuração. Dessa forma, o fluido de perfuração atua fornecendo pres-

são hidrostática necessária para evitar o colapso das paredes do poço. Em geral, o

fluido gera uma pressão hidrostática superior à pressão dos fluidos das formações,

controlando dessa forma a pressão dentro do poço (KRISHAN et al., 2000).

Quando a pressão hidrostática for menor que a das formações e ainda a rocha

apresentar permeabilidade suficiente, pode ocorrer o fluxo de fluido da formação para

o interior do poço. Este influxo é denominado kick, que pode progredir para um blowout

(erupção) se não controlado. Portanto, a perfuração deve ser conduzida com um fluido

de densidade que proporcione a pressão adequada para manter os fluidos da forma-

ção longe do poço (KRISHAN et al., 2000).

3Fragmentação, trituração, pulverização. Diminuição gradual pela remoção sucessiva de pequenaspartículas, desgaste.

21

2.1.5 Propriedades

As principais propriedades de controle dos fluidos de perfuração são as físicas

e químicas. De acordo com Thomas et al. (2001), as propriedades físicas são mais

genéricas e são medidas em qualquer tipo de fluido enquanto as químicas são as mais

específicas e são determinadas para distinguir certos tipos de fluidos. As propriedade

físicas mais utilizadas são:

a) Densidade

É necessário que o fluido de perfuração exerça um diferencial de pressão frente às

camadas que poderão ser encontradas durante a perfuração, de forma a impedir o in-

fluxo, ou seja, que petróleo ou gás jorre do poço (fenômeno conhecido como blowout).

Essa pressão, que depende da densidade do fluido, pode ser controlada com a adição

de minerais com elevado peso específico. Por outro lado, uma pressão exagerada

pode provocar danos ao poço como desmoronamento ou fraturas na rocha e con-

sequente fuga do fluido. Portanto, a densidade do fluido deve ser cuidadosamente

projetada em junção das condições do poço (LUZ; BALTAR, 2003).

Os limites de variação da densidade dos fluidos para perfurar uma determinada

fase são definidos pela pressão de poros4 (limite mínimo) e pela pressão de fratura5

(limite máximo) das formações expostas.

De acordo com Luz e Baltar (2003) os minerais como barita, hematita e galena,

por apresentarem peso específico elevado são os mais usados como agentes de pon-

deração para ajustar a densidade em função da pressão hidrostática requerida para a

coluna de lama. No Brasil é utilizada apenas a barita.

b) Parâmetros reológicos

O comportamento do fluxo de um fluido é definido pelos parâmetros reológicos.

Para isto considera-se que o fluido segue um modelo reológico, cujos parâmetros

vão influir diretamente no cálculo de perdas de carga na tubulação e velocidade de

transporte dos cascalhos (THOMAS et al., 2001). Esse tópico será melhor detalhado em

2.2.

c) Filtração

O fluido de perfuração submetido a pressão hidrostática, deposita defronte das

formações permeáveis uma película de baixa permeabilidade denominada Reboco

4É a pressão atuante no fluido que se encontra no espaço poroso da rocha.5É o valor de pressão para o qual a rocha se rompe.

22

(mud cake) enquanto uma parte líquida chamada filtrado é drenada para dentro da

formação. Uma lama de boa qualidade deve apresentar um filtrado baixo e um reboco

fino e de ótima plasticidade (VIDAL, 1999).

É essencial que o fluido tenha uma fração razoável de partículas com dimensões

ligeiramente menores que as dimensões dos poros das rochas expostas. Quando

existem partículas sólidas com dimensões adequadas, a obstrução dos poros é rápida

e somente a fase líquida do fluido, o filtrado, invade a rocha (THOMAS et al., 2001).

d) Teor de Sólidos

De acordo com Vidal (1999) o controle do teor de sólido é muito importante e

deve ser objeto de todo cuidado uma vez que ele influi sobre diversas propriedades do

fluido, tais como densidade, viscosidade e força gel, produzindo desgaste nos equipa-

mentos pela sua abrasividade e reduz a taxa de penetração da broca.

Além disso pode causar fratura das formações devido à elevação das pressões de

bombeio ou hidrostática, prisão da coluna e redução da taxa de penetração (THOMAS

et al., 2001).

Ainda segundo Thomas et al. (2001), o tratamento do fluido para reduzir o teor de

sólidos pode ser preventivo ou corretivo. O tratamento preventivo consiste em inibir

o fluido, física ou quimicamente, evitando a dispersão dos sólidos perfurados. No

método corretivo pode-se fazer uso de equipamentos extratores de sólidos, tais como

tanques de decantação, peneiras, hidrociclones e centrifugadores, ou diluir o fluido.

e) Lubricidade

Propriedade importante para reduzir o atrito entre a broca de perfuação e a forma-

ção e entre a coluna de perfuação e as paredes do poço (THOMAS et al., 2001). O atrito

provocado pelo contato do metal com a rocha resulta em desgaste e aquecimento da

broca. O fluido proporciona o resfriamento e pode conter um insumo mineral com a

função de lubrificante. Os minerais grafite e bentonita são adicionados ao fluido com

essa finalidade (LUZ; BALTAR, 2003).

Outras propriedades físicas de menor uso são a resistividade e a estabilidade elé-

trica (OLIVEIRA, 2008). Já as propriedades químicas determinadas com maior frequên-

cia nos laboratórios das sondas são:

f) Concentração hidrogeniônica - pH

É medido usando papeis indicadores ou potenciômetros, sendo mantido na faixa

alcalino baixo, isto é, de 7 a 10. Ele determina apenas uma alcalidade relativa a

23

concentração de íons H+ através de métodos comparativos (VIDAL, 1999). O objetivo

principal é reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das

formações argilosas (THOMAS et al., 2001).

g) Alcalinidade

A determinação das alcalinidades por métodos diretos de titulação volumétrica de

neutralização considera as espécies carbonatos e bicarbonatos dissolvidos no fluido,

além dos íons hidroxilas dissolvidos e não dissolvidos. Nos testes de rotina são resgis-

trados os seguintes tipos de alcalinidade: alcalinidade parcial do filtrado, alcalinidade

do fluido e alcalinidade total do filtrado (OLIVEIRA, 2008).

h) Teor de cloreto ou salinidade

Ainda segundo Oliveira (2008) o teste de salinidade de um fluido é também uma

análise volumétrica de precipitação feita por titulação dos íons cloretos. Desta forma,

é possível indentificar o teor salino da água de preparo do fluido, controlar a salini-

dade dos fluidos inibidos com sal, identificar influxos de água salgada e identificar a

perfuração de uma rocha ou domo salino.

i) Teor de bentonita ou sólidos ativos

Mede a capacidade de troca de cátion (CTC) das argilas e sólidos ativos presentes

através do teste do azul de metileno ou MBT (Methilene Blue Test). Este teste é

uma análise volumétrica por adsorção que indica a quantidade de sólidos ativos ou

bentoníticos no fluido de perfuração (THOMAS et al., 2001).

Outras propriedades químicas medidas são o excesso de cal (determinada nos

fluidos tratados por cal hidratada), o teor de cálcio e de magnésio, a concentração de

H2S e a concentração de potássio (testada nos fluidos inibidos por gesso) (OLIVEIRA,

2008).

Portanto, para a aplicação dos fluidos de perfuração é preciso levar em considera-

ção suas propriedades físico-químicas durante a sua aplicação, dentre elas pode-se

destacar os parâmetros reológicos, que influenciam diretamente no cálculo das per-

das de carga na tubulação e na velocidade de transporte dos cascalhos, e que será

detalhado em 2.2.

2.1.6 Trajetória

A trajetória dos fluidos de perfuração durante as operações de perfuração está

apresentada na Figura 5. O fluido ou lama é armazenado em tanques, denominados

24

de tanques de lama, onde também são preparados. A circulação do fluido se dá

pelo uso de bombas que são consideradas o coração do sistema. Geralmente, as

plataformas de petróleo são constituídas de duas bombas, uma primária e outra de

reserva. Contudo, se as condições do poço a ser perfurado exigirem, as duas bombas

podem trabalhar combinadas; em poços profundos, onde é necessária a circulação

de grandes quantidades de fluido, são utilizadas três ou quatro bombas combinadas

(AMORIM, 2003).

A bomba conduz o fluido dos tanques pela linha de descarga, subindo pelo stand-

pipe e passando por um duto até a coluna de perfuração e a broca. Na broca, o fluido

sai pelas aberturas em forma de jatos, como mostra a Figura 6. Os jatos de fluido

removem do fundo do poço os detritos de perfuração, conduzindo-os até a superfície

através do seu movimento ascendente pelo espaço anular6 (AMORIM, 2003).

Ainda segundo Amorim (2003) a partir do espaço anular, o fluido misturado aos

detritos de perfuração passa pela linha de retorno, algumas vezes denominada de li-

nha de fluxo, para as peneiras, onde são removidos os detritos. São também utilizados

outros equipamentos removedores de sólidos, como centrífugas e hidrociclones. Em

seguida, o fluido cai nos tanques de lama e o processo de circulação é reiniciado.

Figura 5: Trajetória do fluido de perfuração (AMORIM, 2003)

6Espaço entre a coluna de perfuração e a formação geológica.

25

Figura 6: Broca de perfuração, jato de lama e espaço anular (AMORIM, 2003)

2.2 Reologia

A palavra reologia vêm do grego rheo = fluxo e logos = estudo, sendo sugerido pela

primeira vez por Bingham e Crawford, para descrever o fluxo, no caso de materiais

líquidos e deformação, no caso de materiais sólidos (OLIVEIRA, 2008).

Na indústria do petróleo, os conhecimentos básicos da reologia irão auxiliar na

análise do comportamento dos diversos tipos de fluidos empregados nas etapas de

perfuração de poços. E através destas medidas reológicas é possível determinar como

o fluido escoará sob variadas condições de temperatura, pressão e taxa de cisalha-

mento (AMORIM, 2003).

Segundo Machado (2002) a reologia é um ramo da física e os principais parâ-

metros medidos são: a viscosidade aparente, viscosidade plástica e tensão limite de

escoamento, os quais serão descritos nas seções ??, ?? e ??. Outro parâmetro reo-

lógico é a força gel que indica o grau de tixotropia do fluido.

Entre outras aplicações, a definição de parâmetros reológicos permite que se es-

timem as perdas de pressão por fricção também conhecidas por perdas de carga, a

capacidade de transporte e sustentação de sólidos até a superfície, além de espe-

cificar e qualificar fluidos, materiais viscosificantes, petróleo e derivados (MACHADO,

2002).

26

2.2.1 Classificação dos Fluidos Viscosos

2.2.1.1 Introdução

Os fluidos viscosos ideais se deformam contínua e irreversivelmente, sob a ação

de um sistema de forças, sendo esta deformação conhecida por escoamento. A visco-

sidade representa a resistência de um fluido contra qualquer mudança posicional de

seu elemento volumétrico (GOMES et al., 2007).

Em termos reológicos, a viscosidade é o parâmetro mais conhecido e é conside-

rada como a medida da resistência de uma substância à fluência. O comportamento

reológico dos líquidos que apresentam tal caraterística é definido pela relação entre a

tensão cisalhante7 e a taxa de cisalhamento8 (GROWCOCK; HARVEY, 2005).

O comportamento entre a tensão cisalhante e a taxa de cisalhamento é modelada

por uma equação matemática a qual chamamos de equação de fluxo e sua represen-

tação gráfica é conhecida como curva de fluxo. Os fluidos, então, podem ser classifi-

cados de acordo com seu comportamento de fluxo ou reológico (MACHADO, 2002).

Dessa forma, os fluidos são classificados de modo abrangente em Fluidos Newto-

nianos e Não-Newtonianos.

2.2.1.2 Fluidos Newtonianos

Os fluidos newtonianos só são influenciados pela temperatura e pressão. A visco-

sidade é única e absoluta, pois a razão entre a tensão cisalhante e a taxa de cisalha-

mento é constante (GOMES et al., 2007).

Define-se, então, matematicamente os fluidos newtonianos de acordo com a equa-

ção de Newton que se segue (OLIVEIRA, 2008):

τ = µγ (2.1)

onde τ é a tensão de cisalhamento, γ é a taxa de cisalhamento e µ é a viscosidade

dinâmica absoluta.7É a força por unidade de área cisalhante, necessária para manter o escoamento do fluido.8É o deslocamento relativo das partículas ou planos fluidos.

27

2.2.1.3 Fluidos Não-Newtonianos

Consideramos fluidos não-newtonianos aqueles que, em fluxo laminar, não apre-

sentam a relação entre a tensão de cisalhamento e a taxa de cisalhamento cons-

tante. Dessa forma, a viscosidade desses fluidos não é única e varia com a magnitude

da taxa de cisalhamento sendo, então, chamada de viscosidade aparente (OLIVEIRA,

2008).

A equação matemática que define o comportamento de fluidos não-newtonianos

é:

µa = τ/γ (2.2)

onde µa é a viscosidade aparente, aquela que o fluido teria se fosse Newtoniano na-

quela condição de fluxo. Esta viscosidade só é válida para uma determinada taxa de

cisalhamento e sempre que for citada, deve vir acompanhada da taxa de cisalhamento

correspondente (OLIVEIRA, 2008).

As dispersões de sólido em líquido são exemplos de fluidos não-Newtonianos,

principalmente quando os sólidos interagem com a fase líquida, solvatando-se ou

inchando-se. Alguns dos fluidos não-Newtonianos de interesse da indústria de pe-

tróleo são as dispersões de argila em água, as emulsões concentradas de óleo em

água e água em óleo, as soluções de polímeros, os fluidos gelificados usados nas

operações de perfuração e completação de poços, as pastas de cimento, e os petró-

leos e derivados muito viscosos, os asfaltos e as misturas asfálticas (MACHADO, 2002).

2.2.2 Fluidos Tixotrópicos

De acordo com Oliveira (2008), fluidos não-newtonianos que são dependentes do

tempo de cisalhamento são chamados de tixotrópicos, onde sua viscosidade aparente

decresce com o tempo, após um aumento da taxa de cisalhamento.

Os fluidos base água e argila possuem comportamento dependente do tempo.

Este comportamento, como dito anteriormente, é conhecido como tixotropia (VAN,

1977).

Os fluidos tixotrópicos apresentam um incremento de viscosidade quando em con-

dições estáticas (em repouso) pela formação do estado gel, e recuperação da fluidez

(estado sol), quando submetido a condições dinâmicas (cisalhamento) (BJORKEVOLL et

28

al., 2003).

A tixotropia é causada pela presença de partículas carregadas eletricamente que

encadeiam-se umas às outras, formando uma matriz rígida. Após um período de

repouso, o fluido tixotrópico não escoa, a menos que uma tensão, igual ou superior ao

limite de escoamento, seja aplicada (AMORIM, 2003).

Ainda segundo Amorim (2003) o efeito tixotrópico no fluido de perfuração é impor-

tante para evitar a sedimentação dos detritos gerados durante a operação de perfura-

ção, bem como em situações em que é necessário interromper a circulação do fluido.

Nesta situação, o fluido permanece em repouso no poço e deve manter os sólidos em

suspensão.

A tixotropia é uma propriedade desejável aos fluidos de perfuração, contudo deve

ser cuidadosamente controlada, pois se excessiva, o fluido poderá causar erosão nas

paredes do poço em virtude de sua elevada capacidade de carreamento. Desta forma,

deve-se ter um controle adequado da reologia do fluido, pois estas características

interferem na limpeza e erosão do poço, na suspensão e carreamento de sólidos e

principalmente no sucesso da perfuração (AMORIM, 2003).

2.2.3 Velocidade Anular

Como mencionado anteriormente, uma das principais funções dos fluidos de per-

furação é transportar até a superfície os detritos gerados durante a operação de perfu-

ração, incluindo as partículas que se introduzem no fluxo do fluido, como, por exemplo,

quando ocorrem desmoronamentos de folhelhos. Esta função depende da hidráulica

do sistema e das propriedades do fluido (FERRAZ, 1977).

O principal mecanismo responsável pelo transporte dos detritos até a superfície

é a velocidade anular do fluido, ou seja, a velocidade com que o fluido ascende no

espaço anular. A velocidade anular média é calculada pela razão entre a vazão da

bomba de fluido e a área da seção transversal do espaço anular (AMORIM, 2003).

As velocidades anulares podem variar consideravelmente de acordo com as con-

dições de perfuração. Quando a rocha a ser perfurada é dura, as taxas de penetração

são lentas e a quantidade de detritos de perfuração gerada é pequena. Nesse caso,

as velocidades anulares utilizadas são baixas. Por outro lado, quando a rocha a ser

perfurada é mole, as taxas de penetração são altas, sendo gerada uma grande quan-

tidade de detritos, e as velocidades anulares utilizadas são elevadas (PEREIRA, 2009).

29

Segundo Ferraz (1977), velocidades anulares adequadas conduzem à rápida re-

moção dos detritos evitando a sua desintegração e dispersão, conservam limpos a

broca e o poço e proporcionam um melhor controle das propriedades do fluido de

perfuração.

A Figura 7 apresenta os vários estágios de fluxo do fluido de perfuração quando do

seu retorno à superfície através do espaço anular. Todos estes estágios estão expli-

cados em Amorim (2003). O primeiro estágio é caracterizado pela ausência de fluxo.

Nesse ponto, a pressão aplicada ao fluido é insuficiente para se iniciar o escoamento

ou para que sejam vencidas as forças físico-químicas do sistema. O valor máximo

dessas forças é o valor do limite de escoamento, ou seja, do início do fluxo.

Figura 7: Estágios do fluxo e perfis de velocidade de fluidos de perfuração (FERRAZ,

1977)

O segundo estágio tem início quando se excede o limite de escoamento e a pres-

são se torna suficiente para que o fluido inicie seu movimento ascendente entre o tubo

de perfuração e a formação geológica, como se estivesse deslocando uma rolha. Por

30

este motivo, esse estágio recebe a denominação de fluxo “rolha” ou fluxo tampão.

O terceiro estágio ocorre quando a pressão aumenta e o fluido começa a se mo-

vimentar com maior velocidade, passando do fluxo rolha para um fluxo com faixas

de circulação livre, devido à diminuição da tensão de cisalhamento entre as camadas

de fluido. A declividade do perfil de velocidade atinge um máximo nas paredes da

tubulação e da formação geológica e chega a zero no centro do espaço anular, ou

seja, a taxa de cisalhamento é máximo junto às paredes da tubulação e da formação

geológica e zero no centro do espaço anular.

À medida que a pressão aumenta, atinge-se o quarto estágio, quando o fluido

escoa com maior rapidez, modificando assim o perfil de velocidade, passando de es-

sencialmente achatado para parabólico. Nesse estágio, o escoamento do fluido é

completamente laminar. O escoamento do fluido nesse estágio é semelhante ao des-

locamento de canudos telescópicos, como apresentado na Figura 8 (AMORIM, 2003).

Ainda segundo a autora, com o aumento da velocidade do fluido, as partículas

sólidas movimentam-se aleatoriamente, fugindo das suas linhas de fluxo paralelas, e

o escoamento do fluido passa de completamente laminar para turbulento. Esse é o

quinto e último estágio do fluxo do fluido de perfuração.

Figura 8: Cilindros telescópicos de fluidos de perfuração presentes no fluxo completa-

mente laminar (FERRAZ, 1977)

31

2.3 Prisão Diferencial

A prisão diferencial é comum em todo o mundo e pode acarretar um aumento

significativo no tempo de perfuração. Por esse motivo, a prisão diferencial é uma das

maiores causas do aumento do custo de perfuração. Em alguns casos, o evento em

questão pode ser responsável por mais de 40% do total do custo do poço (HELIO,

2000).

A prisão diferencial é causada por um diferencial de pressão, ou seja, quando a co-

luna de fluido de perfuração exerce pressão excessiva na coluna de perfuração sobre

o reboco depositado em uma formação permeável (SIMON et al., 2005). Nesta catego-

ria, a circulação do fluido é mantida, mas não é possível mover ou girar a tubulação em

nenhuma direção (SHUMBERGER, 2012). Contribuem para este tipo de prisão o mau

dimensionamento dos fluidos de perfuração e a presença de formações permeáveis.

Devido ao diferencial de pressão entre poço e formação, sólidos começam a se

depositar ao redor da região de contato entre a coluna de perfuração e a parede do

poço, e a coluna fica presa. Nesse caso tem-se que a pressão dinâmica de circulação

no fundo do poço é muito maior que a pressão de poros da formação. A Figura 9

ilustra o mecanismo de prisão diferencial de coluna (TAVARES, 2006).

Ainda segundo Tavares (2006) a prisão diferencial geralmente ocorre após a pa-

rada da coluna de perfuração em frente a intervalos permeáveis para a transmissão

de dados das ferramentas de fundo ou para qualquer procedimento que não envolva

a perfuração propriamente dita. Se as condições forem muito severas, o tempo gasto

na adição de uma nova secção para continuar a perfuração já é suficiente para que a

prisão ocorra.

32

Figura 9: Mecanismo de Prisão Diferencial (ALDRED et al., 1999)

Em poços direcionais a coluna está mais susceptível a ocorrência desse tipo de

problema devido a força gravitacional que contribui para o aumento do contato do tubo

de perfuração com a parede do poço em intervalos permeáveis (HELIO, 2000).

A intensidade da prisão é proporcional ao diferencial de pressão entre o poço e

formação, e também à área de contato da coluna com a parede do poço (HELIO, 2000).

Práticas comuns para evitar a ocorrência da prisão de coluna consistem em manter a

coluna sempre em movimento vertical ou rotativo, evitar longos períodos de parada da

perfuração e acelerar a execução das manobras (TAVARES, 2006).

Por ser a prisão diferencial indesejável e, quando presente, gerar grandes prejuí-

zos técnicos e econômicos, a exemplo da suspensão das atividades da sonda ou até

mesmo o abandono do poço (SOUZA et al., 2003), é indispensável entender os meca-

nismos de ocorrência desse fenômeno.

Os primeiros mecanismos de prisão diferencial foram propostos por Helmick e

Longley em 1950 e, atualmente, diversos autores procuram definir esses mecanismos

(REID et al., 2000).

Como mencionado, para que a prisão diferencial ocorra duas condições devem

existir: (i) a pressão hidrostática do fluido deve exceder a pressão da formação geo-

lógica e (ii) a presença de formações permeáveis. A combinação dessas duas condi-

ções resulta em perda de fluido para a formação geológica e a deposição do reboco

(KELESSIDIS et al., 2007). A Figura 10 ilustra o mecanismo de prisão por diferencial de

pressão, no qual estão presentes estas condições (NASCIMENTO et al., 2010).

33

De acordo com o exemplo da Figura 10, a prisão diferencial ocorre por uma dife-

rença de pressão de 500 psi, ou seja, a pressão hidrostática da coluna de fluido (5000

psi) é maior do que a pressão de poros da formação (4500 psi) em 500 psi. Na situa-

ção “A”, a seção de comandos9 está centralizada no poço, com a pressão hidrostática

agindo igualmente em todas as direções, não havendo, portanto, qualquer prisão dos

tubos.

Figura 10: Representação esquemática do aprisionamento da coluna de perfuração

por prisão diferencial (PEREIRA, 2003)

Nas situações “B” e “C”, a coluna de comandos encosta no reboco formado frente

à zona permeável, ficando presa. Em “C”, a pressão hidrostática age através da área

de contato entre o reboco e os comandos. Essa pressão mantém os comandos fir-

memente presos contra a parede do poço e o segmento da força que age através

dos comandos é mostrada pela linha tracejada entre os pontos “a” e “b”. A distância

entre esses pontos depende da profundidade que a seção de comandos penetra no

reboco e dos diâmetros do poço e dos tubos. A profundidade com que os comandos

penetram no reboco, por sua vez, depende da espessura do reboco, a qual determina

a área de contato entre os tubos e o próprio reboco (NASCIMENTO et al., 2010).

O reboco é formado pela deposição de sólidos presentes no fluido nas paredes

do poço à medida que a fase contínua (água, no caso de fluidos base água) deste

penetra nos seus poros. A espessura do reboco aumenta enquanto o fluido ceder

água às formações geológicas com as quais está em contato até impermeabilizar o

envoltório do poço, impedindo a perda de água por filtração (LUMMUS; AZAR, 1986).

9Tipo de tubulação utilizada na coluna de perfuração com o objetivo de fornecer peso sobre a broca.

34

Colaboram neste processo o teor de sólidos e a aptidão selante dos materiais que

compõem o fluido de perfuração.

Poucos parâmetros de perfuração podem ser alterados para reduzir a probabili-

dade de ocorrência de prisão diferencial. As formações rochosas são pré-determinadas

pela geologia regional e as condições de overbalance são, muitas vezes, necessárias

para o bom controle do poço, garantindo a sua estabilidade. Contudo, o parâme-

tro mais facilmente ajustado para reduzir o risco de prisão diferencial é o fluido e,

mais particularmente, suas propriedades de filtração (volume de filtrado e o reboco)

(BUSHNELL-WATSON; PANESAR, 1991).

A formulação de fluidos com baixo teor de sólidos, controle de filtrado, reboco,

viscosidade e peso durante toda a perfuração promoverá à formação de um reboco

adequado, como apresentado na Figura 11, e evitará o aprisionamento da coluna de

perfuração (PEREIRA, 2003).

Figura 11: Perfil esquemático de um envoltório de um fluido rotativo (PEREIRA, 2003)

Quando uma formação permeável, a exemplo de arenitos, está sendo perfurada

e o reboco está sendo formado, aumenta-se a probabilidade de ocorrer prisão dife-

rencial. Por outro lado, quando essas formações são de baixa permeabilidade, como

os folhelhos, o reboco não é formado e o risco de ocorrer prisão de tubos é bastante

reduzido (REID et al., 1996).

Em poços verticais, a prisão diferencial pode ocorrer em qualquer intervalo do

poço, onde houver desvio da verticalidade. Como os poços não são totalmente verti-

cais é bastante comum terem suas paredes tocadas pela ferramenta, principalmente

em conexões e manobras. Quando os tubos de perfuração tocam as paredes das

formações, esses são pressionados fortemente pela coluna de fluido, criando um dife-

rencial de pressão (PEREIRA, 2009).

Segundo Darley e Gray (1988), uma parte da coluna de perfuração sempre estará

35

em contato com a formação, especialmente em poços direcionais. Assim, qualquer

desvio da verticalidade contribui para o fenômeno de prisão diferencial. No entanto,

segundo Isambourg et al. (1999), devido ao design do poço, poços direcionais estão

mais sujeitos a tal fenômeno.

Um importante aspecto na perfuração de poços de longo alcance está na limpeza

do poço. Os métodos comumente utilizados dão ênfase à capacidade de arraste dos

cascalhos produzidos durante a perfuração. Porém, em poços horizontais e inclinados

as forças gravitacionais conduzem à deposição dos cascalhos diminuindo a capaci-

dade de arraste e a boa limpeza do poço (COELHO et al., 2009).

Assim, considerando que se tem no poço uma seção inclinada e um tubo de perfu-

ração sem movimento, esse recairá para o lado de baixo do poço, devido à gravidade,

e o mesmo penetrará no reboco formado pelo fluido. O lado da coluna em contato

com o reboco fica exposto à pressão interna do reboco, enquanto que o outro lado da

coluna fica exposto à pressão do fluido. Devido ao processo de filtração que continua,

a pressão da formação abaixo da seção da tubulação embutida começa a diminuir

(ISAMBOURG et al., 1999). A diferença de pressão induzida por essa diminuição da

pressão da formação em contato com o tubo causa a prisão. Esse princípio de prisão

diferencial está representado no esquema da Figura 12.

Figura 12: Princípio de prisão por diferencial de pressão (ISAMBOURG et al., 1999)

As tentativas de liberar tubos presos devem ser feitas no menor tempo possível,

visto que a probabilidade de soltar o tubo com êxito diminui rapidamente com o tempo.

36

Em casos mais graves, a tubulação não pode ser liberada e o poço tem que ser des-

viado ou abandonado (CENTER, 1997).

2.3.1 Equipamento Utilizado para Medir a Prisão Diferencial

Visando compreender o problema de prisão diferencial e buscar uma solução, foi

produzido um banco de dados com informações baseadas em 383 poços perfurados

no Golfo do México durante o período entre 1981 e 1986, quando ocorreram 105

casos de prisão de tubos. As informações coletadas foram: tipo de formação que

estava sendo perfurada, profundidade, geometria e localização do poço, tipo de fluido

de perfuração e o diferencial de pressão no momento da prisão (NASCIMENTO et al.,

2010).

Este estudo se estendeu para outros 700 poços localizados no Golfo do México

e no Mar do Norte, perfurados entre os anos de 1985 a 1988, nos quais a prisão de

tubos foi responsável por um acréscimo de 170 mil dólares por poço, o que representa

de 3 a 5% dos custos totais de perfuração. Segundo os autores, a prisão dos tubos

também está relacionada com a incapacidade humana de compreender as informa-

ções que apontam para o problema que se aproxima. O estudo constatou que 40%

dos incidentes de prisão ocorreram enquanto o tubo estava parado e 60%, enquanto

estava em movimento (NASCIMENTO et al., 2010).

Por ser um problema sério e recorrente, vários métodos de avaliação do risco de

prisão diferencial dos fluidos têm sido propostos ao longo dos anos. Alguns envolvem

medição de parâmetros de perfuração, como torque no fundo do poço e torque na su-

perfície da coluna de perfuração, mas a maioria faz medições diretamente nos fluidos

e no reboco (BELASKIE et al., 1994).

A existência de prisão diferencial foi demostrada, primeiramente, em 1957. O ob-

jetivo das pesquisas era determinar os mecanismos de prisão de tubos por diferencial

de pressão. Para tanto, fizeram uso de um equipamento com diferencial de pressão

de 100 psi, sob condições estáticas e dinâmicas. Desde então, um grande número de

métodos laboratoriais têm sido desenvolvidos para estudar o fenômeno (NASCIMENTO

et al., 2010).

Ainda segundo Nascimento et al. (2010) diversos equipamentos foram desenvol-

vidos a partir do ano de 1962, mas estes não forneciam dados confiáveis. Portanto,

na década de 90, Bushnell-Watson e Panesar (1991) desenvolveram um novo equi-

pamento (Figura 13) que simula as condições de fundo do poço (realizando o ensaio

37

com fluidos na temperatura de 150°F (65,5°C) e um diferencial de pressão de 100 psi)

e, a partir daí, estudaram a influência dos tipos de fluidos, condições de circulação e

tempo de filtração na tendência de prisão diferencial.

Figura 13: Diagrama esquemático da célula de filtração (NASCIMENTO et al., 2010)

Com o auxílio de dados laboratoriais, de informações de publicações da indús-

tria do petróleo e dos parâmetros-chave de fluidos de perfuração (tipos de fluidos,

presença de lubrificantes, espessura de reboco e tempo de filtração) que podem in-

fluenciar na prisão diferencial, Reid et al. (1996), construíram um novo equipamento,

simples e robusto, denominado de Stickance tester (Figura 14) para ser utilizado tanto

no laboratório quanto no campo.

Figura 14: Diagrama esquemático do Stickance tester (REID et al., 1996)

O equipamento consiste na inserção de uma esfera metálica em um recipiente,

38

onde a mesma fica em contato com o reboco formado durante o experimento, utili-

zando uma diferença de pressão de 1200psi. O torque requerido para movimentar a

esfera é determinado por meio de um torquímetro eletrônico. A partir dos resultados

obtidos, os autores concluíram que o equipamento desenvolvido, por sua natureza

robusta, é eficiente para utilização no campo, fornecendo dados de grande reproduti-

bilidade (REID et al., 1996).

Atualmente, o Differential Sticking Tester da marca Fann vem sendo comerciali-

zado com o principal objetivo de medir o coeficiente de prisão diferencial de fluidos de

perfuração. Neste teste também são obtidos dados de volume de filtrado dos fluidos

antes e após ocorrer a prisão, permitindo uma análise quantitativa e qualitativa das

características do reboco formado.

O ensaio consiste em avaliar o comportamento de fluidos de perfuração sob con-

dições de prisão diferencial. Para tanto, o fluido de perfuração é colocado dentro de

uma célula, sob condição estática, e aplica-se uma diferença de pressão da ordem de

477 psi. Com o auxílio de um plate cilíndrico, que simula a coluna de perfuração, a

prisão é estabelecida. O torque necessário para liberar esse plate é medido com o

auxílio de um torquímetro e, assim, é possível obter o coeficiente de prisão diferencial.

Uma representação esquemática do ensaio está apresentada na Figura 15.

Figura 15: Esquema do Differential Sticking Tester (FANN, 2012)

39

2.3.2 Influência dos Fluidos de Perfuração no Fenômeno de Pri-são Diferencial

Não há dúvidas de que a prisão diferencial é um fenômeno real e que sua severi-

dade depende da magnitude da diferença de pressão, da área de contato e do atrito

entre a coluna de perfuração e o reboco (MONAGHAN; ANNIS, 1962).

Reid et al. (1996) citam que as propriedades do reboco (espessura, resistência ao

cisalhamento e lubricidade) são os parâmetros mais importantes na redução de prisão

diferencial. No entanto, essas propriedades são influenciadas por uma combinação de

variáveis, como: condição de overbalance, teor de sólidos do fluido (alto e baixo teor

de sólidos), tipo e composição do fluido e volume de filtrado.

Não é possível eliminar todas as condições associadas com a prisão de tubos.

Contudo, há a possibilidade de reduzir os riscos de prisão diferencial seguindo algu-

mas práticas de perfuração como: reduzir as diferenças de pressão na condição de

overbalance, mantendo o peso do fluido o mais baixo quanto possível; reduzir a área

de contato do tubo com as paredes do poço, usando o comprimento mínimo de co-

mandos necessário para requerer peso sobre a broca; reduzir a espessura de reboco;

manter uma taxa de filtração baixa e melhorar a lubricidade do fluido (DESCONHECIDO,

1998).

A maioria das práticas citadas envolvem as propriedades dos fluidos de perfura-

ção. Desta forma, a formulação do fluido torna-se uma ferramenta imprescindível na

redução ao risco de ter prisão diferencial.

O peso do fluido necessário para controlar o poço é determinado pela maior pres-

são de formação dentro do poço; consequentemente, a magnitude do diferencial de

pressão contra as pressões normais da formação não pode ser reduzido, no entanto,

a área de contato pode ser minimizada de diversas maneiras (controle da espessura

de reboco, uso de estabilizadores e comandos espiralados), mas há limitações práti-

cas que previnem a redução da área de contato de ser uma solução completa para o

problema (MONAGHAN; ANNIS, 1962).

Os fluidos de perfuração são essencialmente sólidos em suspensão. Em geral,

a quantidade relativa do sólido presente nos fluidos pode ser controlada dentro dos

limites de densidade requeridos, pois o aumento do teor de sólidos gera um aumento

da pressão hidrostática do fluido, causando um significante overbalance, bem como

o aumento da densidade gera um aumento no coeficiente de prisão diferencial. Esse

efeito foi observado em estudos realizados por Monaghan e Annis (1962), nos quais o

40

aumento no teor de barita conduziu a acréscimos no coeficiente de prisão diferencial

de fluidos.

Embora os fluidos salinos apresentem menores perdas por filtração, eles apresen-

tam elevado coeficiente de prisão diferencial (HUNTER et al., 1978).

Bushnell-Watson e Panesar (1991) observaram que a força para liberar o tubo

preso é maior com o fluido de maior densidade, e justificaram esse aumento devido

ao tipo de fluido utilizado. Foram realizados ensaios com fluidos salinos e os autores

observaram que esse tipo de fluido apresenta baixa tendência de colagem, contudo,

a adição de sólidos ativos de perfuração conduziu as mais altas forças para liberar a

coluna presa.

Isambourg et al. (1999) observaram, em seus estudos, o mesmo comportamento

descrito por Bushnell-Watson e Panesar (1991), contudo associaram este aumento à

permeabilidade do reboco e não ao tipo de fluido. Com isso, concluíram que o fluido

mais denso forma um reboco de menor permeabilidade e, assim, com menor pressão

de poros, necessitando de uma maior força para liberar o tubo.

Isambourg et al. (1999) ressaltam que o aumento do teor de sólidos, reduz a

água livre no fluido, diminuindo o teor de água do reboco (porosidade), aumentando,

consequentemente, a taxa de pressão dos poros do reboco e, portanto, aumenta a

força necessária para liberar o tubo.

Segundo Nascimento (2010) um reboco espesso reduz efetivamente o diâmetro

do poço e aumenta a área de contato entre o tubo e a parede do poço, aumentando

a tendência de ocorrer prisão. A área de contato entre o poço e o tubo pode ser

diminuída por meio da redução da espessura de reboco que, por sua vez, pode ser

reduzida pela diminuição da taxa de filtração e teor de sólidos presentes.

O tempo de filtração é bastante significativo, pois quanto maior o tempo de filtração,

maior a espessura do reboco. Ambos os fatores resultam em uma área de contato do

tubo com o reboco cada vez maior (REID et al., 2000).

Reduzindo as perdas por filtração dos fluidos, geralmente fica subtendido que a

probabilidade de ter prisão diferencial é reduzida. No entanto, nem todos os fluidos

com aditivos redutores de filtrado, produzem uma relação direta entre volume de fil-

trado e a tendência de prisão. Por exemplo, a adição de carboximetilcelulose (CMC)

em um fluido com argila reduz o volume de filtrado, mas não tem efeito no coeficiente

de prisão diferencial (BUSHNELL-WATSON; PANESAR, 1991).

Controlar e reduzir o volume de filtrado tem consequência direta na espessura

41

do reboco; menores volumes de filtrado conduzem a rebocos menos espessos. Desta

forma, deve haver uma penetração mínima do tubo de perfuração no reboco antes que

uma mudança significativa da pressão na interface tubo/reboco possa ocorrer. Por-

tanto, se o reboco for bastante fino, a prisão poderá ser evitada (COURTEILLE; ZURDO,

1985).

O potencial de prisão também varia muito com o tipo de fluido, se base água, base

óleo ou sintético, bem como com a formulação utilizada. Segundo Reid et al. (2000),

os fluidos base óleo apresentam um menor coeficiente de prisão quando comparado

com o de fluidos base água. Essa constatação deve-se as características lubrificantes

desse tipo de fluido.

No caso dos fluidos base água, o estado de defloculação das partículas de argila,

a presença de inibidores de inchamento de folhelhos e a escolha de polímeros utili-

zados como redutores de filtrado são apenas algumas das variáveis que impactam a

tendência de prisão. Assim, a capacidade de determinar diretamente as propriedades

de prisão diferencial das diferentes formulações dos fluidos torna-se um poderoso au-

xílio quando do projeto de perfuração, para o qual deverão ser selecionados os tipos

de fluidos mais adequados para cada fase do poço, visando o sucesso da operação.

Muitos estudos mostram que a adição de determinados lubrificantes em fluidos

base água reduz o risco de prisão diferencial, no entanto, pode haver ainda a prisão

de tubos, mas a força necessária para liberá-lo será bastante reduzida.

Em fluidos aquosos, alguns lubrificantes comerciais disponíveis são tão eficazes

como o diesel e óleos minerais. A força necessária para liberar o tubo aumenta com

a densidade do fluido e uma maior concentração de sólidos exige uma maior dosa-

gem de lubrificante. Sob condições dinâmicas e estáticas, maiores dosagens de lu-

brificantes também são exigidas. Esse comportamento deve-se ao cisalhamento no

sistema dinâmico produzido por partículas de tamanhos reduzidos, que por apresen-

tarem maior área de superfície, exigem uma maior quantidade de lubrificante (KROL,

1984).

Bushnell-Watson e Panesar (1991) também estudaram o efeito de lubrificantes em

fluidos com teores mais elevados de sólidos. Tanto em fluidos aquosos quanto em

fluidos oleosos, o uso de um lubrificante afetou significativamente a maneira como

o tubo foi liberado. Na ausência do lubrificante, o tubo é liberado na interface re-

boco/formação, enquanto que com a presença de lubrificante, é liberado na interface

tubo/reboco, reduzindo assim riscos durante a perfuração (BUSHNELL-WATSON; PANE-

SAR, 1991).

42

Os lubrificantes podem atuar por um ou vários mecanismos, dependendo da sua

composição química e o estado de dispersão ou volubilidade na base do fluido: po-

dem revestir superfícies metálicas, reduzindo a aderência do aço ao reboco; podem

ser incorporados ao reboco e proporcionar um melhor controle da perda de fluidos

(resultando em rebocos finos) e podem ser incorporados ao reboco de uma forma que

reduza a sua elasticidade. Porém, os aditivos mais eficazes são aqueles que operam

em mais de um dos mecanismos acima (REID et al., 1996).

Assim, ao utilizar fluidos que atendem todas as exigências da perfuração, apre-

sentando características adequadas, o risco de prisão diferencial torna-se bastante

reduzido (FANN, 2012).

2.4 Aditivos

A composição do fluido depende das exigências particulares de cada perfuração.

Para perfurações simples e pouco profundas um fluido constituído de água e argila em

baixa concentração é adequado. Contudo, em situações de difícil perfuração e/ou em

grandes profundidades é necessário um fluido mais elaborado, com introdução de um

ou vários aditivos (AMORIM, 2003).

Portanto, os aditivos têm a função de desenvolver um fluido específico para cada

tipo de solo a ser perfurado. Os aditivos também podem ser inseridos na perfuração

ao longo do tempo, sendo possível adicioná-lo de forma contínua (OLIVEIRA, 2008).

Segundo Lummus e Azar (1986), os aditivos para fluidos são classificados em

viscosificantes, agentes densificantes, redutores de viscosidade (defloculantes), redu-

tores de perda de fluidos, emulsificantes e aditivos especiais.

As definições abaixo podem ser encontradas em Carvalho (2005).

• Viscosificantes: têm a função de aumentar a viscosidade do fluido, como a ben-

tonita, atapulgita e polímeros naturais e sintéticos.

• Agentes densificantes: aumentam a densidade do fluido com o objetivo de con-

trolar as pressões naturais das formações sendo a barita (BaSO4) o mais utili-

zado. Também são utilizados o chumbo, ácido de ferro e outros materiais com

elevada densidade.

• Redutores de viscosidade (defloculantes ou dispersantes): são adicionados aos

fluidos para reduzir o aglomerado das partículas em flocos, diminuindo a visco-

43

sidade e a força gel. Os aditivos mais utilizados são os polifosfatos, lignita e

lignosulfonatos.

• Redutores de perda de fluido: são adicionados aos fluidos com a função de

reduzir o volume de filtrado, ou seja, diminuir a perda de fluido que flui da coluna

de perfuração para os poros das formações. Os principais aditivos utilizados

na indústria de petróleo são as bentonitas, argilas, amido, carboximetilcelulose,

lignita e outros.

• Emulsificantes: facilitam o mecanismo de dispersão de dois líquidos imiscíveis,

estabilizando a emulsão. Os aditivos mais utilizados são os ácidos graxos e

orgânicos, amina, sabões e detergentes.

• Aditivos especiais:

– Solução enzimática: tem como função degradar os aditivos hidroxipropila-

mido, responsáveis pela redução de filtrado no fluido de perfuração.

– Floculantes: tem a função de agrupar as partículas sólidas em flocos, au-

mentando e facilitando a limpeza do poço. São utilizados a salmoura, cal e

diversos tipos de polímeros e sais.

– Controladores de pH: controlam o grau de acidez para diminuir a corrosão

dos equipamentos de perfuração. Os principais aditivos utilizados são a

soda cáustica, cal e ácidos.

– Lubrificantes: são utilizados para reduzir o atrito e resfriar os equipamen-

tos de perfuração, diminuindo o torque e o arraste. Podem ser utilizados

diversos tipos de óleo, surfactantes, glicóis e outros.

– Bactericidas: produtos usados para prevenir a degradação por bactérias de

aditivos orgânicos naturais, como o amido e a goma xantana. Podem ser

usados soda cáustica, cal e paraformaldeídos.

– Inibidores de corrosão: tem como função inibir a corrosão da broca, atra-

vés da neutralização dos gases ácidos. Os aditivos mais utilizados são os

coloides, emulsões e alguns fluidos base óleo.

– Dentre outros.

44

2.5 O Papel da Enzima como Aditivo no Fluido de Per-furação

No decorrer deste trabalho, serão apresentadas algumas discussões a respeito

do papel das enzimas na degradação do hidroxipropilamido (aditivo responsável pela

redução do filtrado). Por este motivo, visando uma melhoria no entendimento de algu-

mas futuras abordagens, este tópico é dedicado a algumas importantes fundamenta-

ções acerca desta substância.

Primeiramente, serão apresentados alguns conceitos encontrados na literatura ci-

entífica sobre as enzimas, além de algumas características básicas. Em seguida,

algumas propriedades específicas das substâncias enzimáticas serão abordadas.

2.5.1 Enzimas

As enzimas são proteínas e estas são polímeros dos aminoácidos, suas unida-

des de repetição. As proteínas são importantes moléculas orgânicas encontradas em

todas as células vivas (ALLINGER et al., 1976). As enzimas possuem a capacidade

de provocar aumento considerável na velocidade das reações (SOLOMONS; FRYHLE,

2002), devido à diminuição da energia de ativação das mesmas. Por este motivo são

também chamadas de catalisadores biológicos (ATKINS; JONES, 2001).

As enzimas são proteínas com uma estrutura especial, contendo um centro ativo,

denominado apoenzima e, algumas vezes, um grupo não proteico chamado de coen-

zima, a este grupo (apoenzima e coenzima) é dado o nome de haloenzima. Quase

todas as enzimas preparadas em escala industrial até hoje são extracelulares, porque

seu isolamento dos meios ou caldos de cultivo é geralmente mais simples, embora

elas se encontrem sob a forma diluída nestes meios, o que pode tornar seu isola-

mento dificultado. (KIELING, 2002).

Existe uma correlação entre a estrutura das proteínas que fazem parte da molécula

enzimática e suas propriedades biológicas, o que leva a uma especificidade alta e

reproduzível sobre as reações químicas por elas catalisadas (KIELING, 2002).

De acordo com Atkins & Jones (2001), as enzimas apresentam um sítio ativo

ou cavidade local onde a reação ocorre. A molécula na qual a enzima age, conhe-

cida como substrato, encaixa-se na cavidade como um modelo de chave-fechadura.

Nesse trabalho o substrato utilizado é o hidroxipropilamido que é um amido modifi-

cado. Uma vez no sítio ativo, o substrato sofre uma reação química, formando um

45

complexo enzima-substrato (Figura 16). A formação deste complexo frequentemente

induz uma mudança conformacional na enzima, que a leva a se ligar ao substrato

de modo mais efetivo (SOLOMONS; FRYHLE, 2002). O produto desta reação é então

liberado para ser usado em uma etapa posterior, a qual é também controlada por ou-

tra enzima. Deste modo, a molécula da enzima original fica disponível para receber

uma próxima molécula de substrato, funcionando como um catalisador (ATKINS; JONES,

2001).

Figura 16: Esquema do complexo enzima-substrato (KIELING, 2002)

A enzima amilase, presente na saliva é um exemplo do que foi exposto acima.

Ela ajuda a fracionar o amido, (polissacarídeo de glicose) comumente presente nos

alimentos em glicose, mais facilmente digerível (ATKINS; JONES, 2001).

Da mesma maneira, no presente trabalho, uma solução enzimática será adicio-

nada ao fluido de perfuração, o qual possui hidroxipropilamido em sua composição,

com o objetivo de degradar esses amidos, que são responsáveis pela redução do

filtrado.

Entretanto, deve-se ter cuidado na utilização de soluções enzimáticas no fluido de

perfuração, pois existem alguns compostos que podem influenciar negativamente a

atividade da enzima. Estes compostos são conhecidos como inibidores. Conceitual-

mente, inibidores são substâncias que competem diretamente com o substrato pelo

sítio ativo (SOLOMONS; FRYHLE, 2002). Assim, se esta afinidade química do inibidor

com o sítio ativo da enzima for maior do que a afinidade característica do substrato,

o complexo desejado enzima – substrato poderá não ser formado, o que inviabilizaria

seu uso como possível agente liberador de coluna durante a etapa de perfuração de

um poço.

46

3 Metodologia

Apresenta-se neste capítulo a metodologia científica utilizada no desenvolvimento

deste trabalho. Inclui-se informações sobre os instrumentos, produtos químicos (rea-

gentes e produtos industrializados) utilizados, dados e formas de análise e interpreta-

ção.

3.1 Materiais

3.1.1 Aditivos

No desenvolver das atividades laboratoriais foram utilizados para a formulação dos

fluidos os seguintes aditivos:

• Solução Enzimática - Possível Liberador de Coluna

• Água Industrial - Base do Fluido

• Bicarbonato de Sódio - Controlador de pH e Alcalinidade

• Goma Xantana - Viscosificante

• Hidroxipropilamido (HPA) - Redutor de filtrado

• Cloreto de Potássio - Inibidor de argila expansiva

• Peróxido de Magnésio (MgO2) - Alcalinizante

• Cloreto de Sódio - Inibidor de reatividade

• Triazina - Bactericida

• Glutaraldeido - Bactericida

• Polímero Catiônico - Inibidor de argila expansiva

47

• Barita - Proporciona peso ao fluido

• Óxido de Magnésio - Controlador de pH

• Antiespumante

• Lubrificante

• Calcário

3.1.2 Equipamentos

Para que a formulação e os testes dos fluidos de perfuração à base água fossem

possíveis, os seguintes equipamentos foram utilizados.

3.1.2.1 Agitador Hamilton Beach

O agitador Hamilton Beach (Figura 17), modelo 936 foi utilizado para agitar e,

consequentemente, misturar os componentes que compõem os fluidos.

Figura 17: Agitador Hamilton Beach

3.1.2.2 Balança Densimétrica

Para a determinação da densidade do fluido de perfuração foi utilizada a Balança

Densimétrica da marca Fann (18), modelo 140 da Fann, também conhecida como

balança de lama.

48

Figura 18: Balança Densimétrica

3.1.2.3 Viscosímetro

As propriedades reológicas (viscosidade plástica, viscosidade aparente, limite de

escoamento, gel inicial e gel final) dos fluidos preparados foram medidas em um vis-

cosímetro rotativo de cilindros coaxiais da marca Fann, modelo 35-A (Figura 19).

Figura 19: Viscosímetro

3.1.2.4 Filtro Prensa API

Para determinação do volume de filtrado e da espessura do reboco foi utilizado o

Filtro Prensa API (Figura 20).

49

Figura 20: Filtro Prensa API

3.1.2.5 Fitas Indicadoras de pH

Para se verificar o pH dos fluido foram utilizadas fitas indicadores de pH da MERCH

(Figura 21).

Figura 21: Fitas Indicadoras de pH

3.1.2.6 Differential Sticking Tester

Para a determinação do coeficiente de prisão diferencial (CPD) foi utilizado o Dif-

ferential Sticking Tester da marca Fann (Figura 22).

50

Figura 22: Differential Sticking Tester

3.2 Métodos

3.2.1 Preparação dos Fluidos

Para a preparação dos fluidos de perfuração base água, foram adicionados ao

copo metálico de agitação a água e todos os aditivos pré-determinados para a com-

posição do mesmo. Foram incorporados aos fluidos todos os componentes e mantido

um intervalo de 10 minutos de agitação entre a adição dos componentes quando só-

lido, e de 5 minutos, em caso de aditivo líquido, seguindo, rigorosamente, a formulação

proposta do fluido. Após todas as adições, o fluido foi deixado sob agitação por mais

10 minutos. Gerou-se um volume de 600 ml de fluido em cada formulação.

3.2.2 Determinação da Densidade

As amostras do fluido de perfuração foram deixadas em repouso por alguns minu-

tos de modo a obter uma boa desaeração. Em seguida as amostras foram colocadas

no copo da balança densimétrica da Fann até que o mesmo fosse preenchido comple-

tamente. A tampa do copo foi colocada, aplicando-se um movimento de rotação até

51

que a mesma se assentasse firmemente. O excesso de fluido foi eliminado através do

orifício existente na tampa e pelas bordas do recipiente. A balança foi colocada sobre

a base e o cursor movimentado ao longo do braço até que a balança de lama ficasse

equilibrada, com a bolha de nível na linha central. O resultado da leitura foi anotado.

3.2.3 Estudo Reológico

Após a preparação, o fluido foi transferido para o recipiente do viscosímetro Fann

modelo 35 A, preenchendo-o até o traço de referência. Em seguida, foi assentado

o recipiente sobre o elevador e suspenso até que o traço de referência do cilindro

rotativo coincidisse com o nível do fluido. Então, o elevador foi fixado nessa posição.

3.2.3.1 Viscosidade Aparente, Viscosidade Plástica e Limite de Escoamento

O viscosímetro foi acionado na velocidade de 600 rpm durante 2 minutos e efe-

tuada a leitura (L600). Em seguida, a velocidade foi mudada para 300 rpm e, após 2

minutos foi efetuada a leitura (L300). Esse procedimento foi repetido para as velocidade

de 200 rpm (L200), 100 rpm (L100), 6 rpm (L6) e 3 rpm (L3).

A viscosidade aparente (µa) pode ser calculada a partir da seguinte equação:

µa = L600

2(3.1)

Já a viscosidade plástica (µp) é dada por:

µp = L600 − L300 (3.2)

Tanto a viscosidade aparente quanto a viscosidade plástica são dadas em cP.

Para o cálculo do limite de escoamento (τL) podemos utilizar a seguinte equação:

τL = L300 − µp (3.3)

52

3.2.3.2 Géis

Para a obtenção da força gel inicial (GI), o fluido foi colocado na velocidade de

600 rpm durante 2 minutos. Em seguida, permaneceu em repouso por 10 segundos.

Logo após, acionou-se o viscosímetro na velocidade de 3 rpm efetuando-se a leitura

da maior deflexão do indicador.

Para a obtenção da força gel final (GF), o procedimento é semelhante. A única

diferença é no tempo de repouso que para a obtenção da força gel final é de 10

minutos. Logo após o repouso, foi efetuada a leitura na velocidade de 3 rpm. A força

gel (FG) é a definida como:

FG = GI −GF (3.4)

3.2.4 Determinação do Volume de Filtrado e do Reboco

As amostras dos fluidos foram colocadas nas células do Filtro Prensa API até

atingir a marca de 1/4 do topo do recipiente. A célula foi colocada no suporte, tampada

e fixada com parafuso. Sob o tubo de descarga foi colocada a proveta para medir o

filtrado. O volume de filtrado (VF) foi determinado aplicando uma pressão da ordem de

7,0 kgf/cm² (100 psi) durante 30 minutos. Os resultados do volume de filtrado foram

expressos em mililitro (mL). Quando a célula foi desmontada, o fluido foi eliminado

sem retirar o papel de filtro com o reboco do recipiente.

3.2.5 Determinação do pH do Filtrado

Após a determinação do volume de filtrado, foi inserida uma fita indicadora de pH

na proveta que continha o líquido. Após poucos instantes foi possível verificar o pH

do filtrado ao se comparar as cores obtidas na fita com uma escala padronizada na

embalagem.

3.2.6 Determinação do Coeficiente de Prisão Diferencial (CPD)

O coeficiente de tendência de prisão de coluna dos fluidos foi determinado no

equipamento Differential Sticking Tester (DST) com a ferramenta de torque flat plate

(prato de torque achatado) (vide Figura 22).

53

A metodologia utilizada foi a sugerida pelo fabricante, na qual os fluidos foram

agitados durante 5 minutos em agitador mecânico da marca Hamilton Beach, modelo

936, e então 100 mL desse fluido foram transferidos para o interior da célula do equi-

pamento. Posteriormente, o flat plate foi inserido no orifício existente na parte central

da tampa, que em seguida foi assentada na célula.

Em seguida, o sistema de pressurização foi conectado na válvula superior da cé-

lula e o regulador de pressão foi ajustado até, aproximadamente, 477,5 psi. Uma pro-

veta graduada, limpa e seca, foi colocada sob o tubo de saída da célula. As válvulas

de entrada e de saída foram abertas e o teste foi iniciado.

O teste prosseguiu por mais 10 minutos. para que ocorresse a formação do re-

boco. Após esse período, utilizando-se uma alavanca, o flat plate foi baixado e mantido

nesta posição por 2 minutos para garantir que o mesmo permanecesse preso ao re-

boco. Esse processo levou 2 minutos. O volume de filtrado foi anotado. O experimento

foi mantido por mais 10 minutos e, em seguida, foi feito a leitura do torque com auxílio

de um torquímetro acoplado ao flat plate.

O torque lido representa a força necessária para movimentar o flat plate. Com os

valores de torque pode ser calculado o coeficiente de tendência de prisão diferencial.

CPD = Tm

1000(3.5)

Onde CPD é o coeficiente de tendência de prisão diferencial e Tm é a média arit-

mética das medidas de torque.

Todos os ensaios foram realizados no Laboratório de Pesquisa em Fluidos de Per-

furação do LENEP, da Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro-

UENF.

54

4 Desenvolvimento

Neste capítulo apresenta-se o objetivo de cada um dos três experimentos reali-

zados no laboratório assim como a composição dos fluidos de perfuração base água

utilizados durante o desenvolvimento deste trabalho. Ressaltando que todas as for-

mulações foram gentilmente cedidas pela Petrobras e seguida rigorosamente a sua

preparação.

4.1 Experimento 01

O primeiro experimento teve como principal objetivo proporcionar um melhor co-

nhecimento dos equipamentos utilizados no laboratório, assim como conhecer o quão

eficiente podem ser os aditivos utilizados na composição dos fluidos.

Foram formulados 6 fluidos de perfuração. Para a preparação desses foi utilizado

o Agitador Hamilton Beach (Figura 17) e a metodologia apresentada na seção 3.2.1.

Após a preparação foram realizados testes no Viscosímetro (Figura 19), na Balança

Densimétrica (Figura 18) e no Filtro Prensa API (Figura 20) seguindo as metodologias

apresentadas nas seções 3.2.3, 3.2.2 e 3.2.4, respectivamente. Em seguida o pH

do filtrado foi verificado com a Fita Indicadora de pH (Figura 21) de acordo com a

metodologia apresentada na seção 3.2.5.

Os dois primeiros, Fluidos 01 e 02, cujas composições estão apresentadas na

Tabela 3, possuem a mesma quantidade de cada aditivo. O objetivo dessas duas

formulações foi avaliar a reprodutibilidade dos resultados, uma vez que, com a mesma

composição, espera-se resultados, aproximadamente, iguais para esses dois fluidos.

55

Tabela 3: Composição dos Fluidos 01 e 02

Nas formulações seguintes, Fluidos 03 e 04, realizadas com os aditivos e suas res-

pectivas quantidades apresentadas na Tabela 4 foram variadas a quantidade de Goma

Xantana. Espera-se, desse modo, que a viscosidade do Fluido 04 seja maior que a do

Fluido 03, visto a maior quantidade desse aditivo, que é um doador de viscosidade.


Os Fluidos 05 e 06, cuja composição está apresentada na Tabela 5, apresentam

diferença na quantidade de hidroxipropilamido (HPA). Com essa diferença espera-se

que o fluido com maior quantidade de HPA apresente um menor volume de filtrado,

pois o mesmo atua nos fluidos de perfuração como redutor de filtrado.

56


4.2 Experimento 02

O segundo experimento visa avaliar a atuação da solução enzimática como libera-

dor de coluna (fornecida pela empresa X), com o objetivo da mesma atuar na degra-

dação do amido, conforme descrito anteriormente, utilizando para isso o Differential

Sticking Tester.

Nesta parte do trabalho, foram utilizadas quatro composições diferentes (Tabela

6) para formular os Fluidos 07, 08, 09 e 10, todos em duplicata (A e B). Para avaliar

a atuação da enzima, previamente preparada pelo fornecedor em um pH = 5, como

liberador de coluna, a mesma foi adicionada aos fluidos previamente preparados. Além

disso, os testes foram realizados em triplicata.

Após a preparação, foram realizados testes no DST (Figura 22) com e sem a so-

lução enzimática utilizando a metodologia apresentada na seção 3.2.6. Vale ressaltar

que, nos testes enzimáticos foram utilizados 10% v/v da célula de teste com a solução

enzimática.

É importante salientar que o ensaio, quando na presença da solução enzimática

consistiu, inicialmente, no aquecimento do fluido de perfuração e da enzima para que

fosse atingida a temperatura ideal para atuação da enzima que foi de 60°C.

57

Tabela 6: Composição dos Fluidos 7, 8, 9 e 10

4.3 Experimento 03

Neste experimento foi preparado um fluido com água e 20 ppb de bentonita com

a finalidade de se verificar o aspecto do reboco obtido após testes com dois agen-

tes liberadores comerciais fornecidos pela Baker Hughes, utilizando a célula do Filtro

Prensa API (Figura 20).

Primeiramente, o fluido foi formulado e em seguida, foi realizado o teste no Filtro

Prensa API. O volume de fluido preparado foi suficiente para utilizar duas células di-

ferentes do Filtro Prensa API, gerando 2 amostras de reboco semelhantes. Após o

teste, o fluido foi eliminado sem retirar o reboco dos dois recipientes. Em seguida,

foram adicionados em cima de cada reboco formado 1lb/bbl dos liberadores de coluna

A e B, respectivamente.

Para esses testes, a metodologia utilizada foi a apresentada anteriormente na se-

ção 3.2.4.

58

5 Resultados e Análises

Neste capítulo serão apresentados os resultados obtidos com os experimentos

descritos no capítulo anterior. Após os resultados será feito uma análise dos mesmos.

Tabelas e figuras serão apresentadas para uma melhor interpretação dos resultados.

5.1 Análise dos Resultados Obtidos no Experimento 1

5.1.1 Fluidos 01 e 02

Como apresentado anteriormente, os Fluidos 01 e 02 apresentam a mesma com-

posição. Após realizado os testes laboratoriais os resultados foram obtidos e estão

apresentados na Tabela 7. Para uma melhor interpretação dos resultados foram in-

cluídos à tabela a análise estatística dos mesmos.

59

Tabela 7: Resultado de Testes Laboratoriais para os Fluidos 01 e 02

Como esperado, os resultados apresentados para os Fluidos 01 e 02 são bem

semelhantes. O desvio padrão dos resultados nos mostra que os valores estão bem

próximos um do outro, pois o mesmo se aproxima de zero e, além disso, esses resul-

tados pequenos, encontrados para o desvio padrão, comprovam que os valores estão

se comportando de maneira homogênea. Portanto, pode-se concluir que os equipa-

mentos estão bem calibrados e a utilização dos mesmos está sendo feita de maneira

correta.

5.1.2 Fluidos 03 e 04

O resultado obtido para os testes realizados com os Fluido 03 e 04 estão apresen-

tados na Tabela 8. Como mostrado anteriormente na Tabela 4, a única diferença na

60

composição desses dois fluidos é a quantidade de Goma Xantana.


Como mencionado no capítulo anterior, era esperado que o Fluido 04 apresen-

tasse maiores valores na viscosidade, uma vez que o mesmo foi formulado com maior

concentração de Goma Xantana (viscosificante). No Fluido 03 e no Fluido 04 a quanti-

dade deste aditivo foi de 3,42 lb/bbl e 5,13 lb/bbl, respectivamente. A partir da análise

da Tabela 8, pode-se validar o que foi esperado uma vez que uma maior quantidade de

viscosificante no Fluido 04, proporcionou a ele maiores valores para as viscosidades

quando comparadas as do Fluido 03. Dessa maneira a atuação de Goma Xantana

como viscosificante foi comprovada nesta parte do experimento.

61

5.1.3 Fluidos 05 e 06

Na Tabela 9 estão apresentados os resultados obtidos com os testes realizados

com os Fluidos 05 e 06. Como mencionado no capítulo 4, a única diferença entre

estes dois fluidos está na quantidade de HPA.


A partir da análise dos resultados apresentados na Tabela 9, nota-se que para o

Fluido 05 foi obtido 3,3 mL para o volume de filtrado, enquanto que para o Fluido 06

o valor encontrado foi de 2,8 mL. Como discutido no capítulo anterior, esse resultado

também era esperado, uma vez que o Fluido 05 possui 12 lb/bbl de HPA, enquanto que

o Fluido 06 possui 13,7 lb/bbl do mesmo produto. Fica confirmada, então, a eficiência

do Hidroxipropilamido como redutor de filtrado.

62


Apresenta-se nesta seção os resultados obtidos no experimento 2 descrito no ca-

pítulo 4. Na Tabela 10 estão apresentados os resultados dos testes laboratoriais rea-

lizados no Differential Sticking Tester para os Fluidos 07 e 08. Já na Tabela 11 estão

apresentados os resultados dos mesmos testes para os Fluidos 09 e 10.


63


De acordo com os resultados apresentados nas Tabelas 10 e 11, pode-se con-

cluir que para as diferentes formulações houve uma substancial redução de torque no

Differential Sticking Tester quando a solução enzimática foi adicionada ao fluido.

Outra observação que vale ressaltar é que, notavelmente, com a adição da solução

enzimática, ocorreu um aumento do volume de filtrado, o que comprova a degradação

dos polímeros (HPA) em função da atuação da enzima, como quebrador da molécula

do amido. Um fator que fortalece essa afirmação é a análise do Fluido 08, pois o

mesmo não possui HPA (redutor de filtrado) e, portanto, os valores encontrados para

o volume de filtrado não variaram muito com a adição da solução enzimática.

Em uma situação real, esse aumento do volume de filtrado ocorrerá apenas en-

quanto a enzima atuar, pois não é desejado essa perda de filtrado para a formação.

Após a liberação da coluna, ocorre a retomada da circulação do fluido sem a solu-

ção enzimática. Com isso, o hidroxipropilamido promoverá, novamente, a redução do

filtrado.

64

Desta forma, ficou constatada a eficiência da enzima como degradador dos polí-

meros (HPA) em escala de laboratório, indicando que a mesma, provavelmente, po-

derá atuar como agente liberador de coluna ou como agente de quebra enzimática de

reboco polimérico.


Os resultados obtidos com o experimento 3 descrito no capítulo anterior serão

apresentados nessa seção.

A expectativa desse experimento foi a observação da aparência física do reboco

formado pelo fluido de perfuração após sua filtração. É esperado que o mesmo fi-

que mais poroso, ou seja, que se crie mais caminhos para que a parte líquida do

fluido passe com mais facilidade através do papel de filtro utilizado durante o teste,

deixando assim o reboco com aparência quebradiça. Dessa maneira, quando o fluido

é tratado com um liberador de coluna sua porosidade é aumentada e, consequente-

mente, o volume de filtrado também. Esse fato esta relacionado com a quebra das

cadeias poliméricas dos produtos utilizados como controladores de filtrado por esse

liberador, como o que ocorre com as enzimas que degradam os amidos presentes

no fluido, conforme apresentado anteriormente. Como consequência, menor será a

força necessária para liberar o tubo preso ao reboco, visto que o mesmo passa a ser

quebradiço.

Ressaltando ainda que durante o processo de perfuração o aumento do filtrado

é indesejável, pois causará dano à formação. O processo de prisão de coluna é um

problema encontrado durante a perfuração que deve ser solucionado imediatamente

após a sua detecção. Por essa razão, utilizamos produtos e equipamentos que podem

causar um dano momentâneo para a soltura da mesma, como é o caso da utilização

dos liberadores que aumentam o filtrado do fluido de perfuração, causando dessa

forma uma invasão do filtrado na formação.

Após a preparação do fluido com água e bentonita e teste no Filtro Prensa API,

foram obtidos dois rebocos com aspectos semelhantes. Por este motivo, apenas um

deles está apresentado na Figura 23.

65

Figura 23: Reboco do Fluido com Água e Bentonita após teste API

Em seguida, foram adicionados em cima de cada reboco formado 1lb/bbl dos li-

beradores de coluna A e B respectivamente, e foi observado o aspecto dos rebocos

após a adição do liberador A (Figura 24) e do liberador B (Figura 25).

Figura 24: Reboco com Liberador A

66

Figura 25: Reboco com Liberador B

De acordo com os resultados apresentados nesse experimento, pode-se concluir

que os dois liberadores de coluna foram eficientes para aumentar a porosidade do

reboco. Porém, o reboco formado após adição do liberador A apresentou uma maior

porosidade quando comparado ao reboco formado com a adição do liberador B.

67

6 Conclusões

O primeiro experimento desenvolvido foi dividido em três partes. Na primeira, fo-

ram formulados dois fluidos com a mesma composição e concluído que os resultados

apresentados pelo equipamento estão coerentes e também, que os mesmos foram

utilizados de maneira correta. Na segunda e terceira parte desse experimento, foi

possível comprovar e analisar a eficiência dos aditivos goma xantana como viscosifi-

cante e do hidroxipropilamido como redutor de filtrado.

No segundo experimento foi avaliado a eficiência de uma solução enzimática como

liberador de coluna. Como resultado, a mesma proporcionou um decréscimo no torque

necessário para o retorno da movimentação da placa de torque que simula a coluna no

Differential Sticking Tester. Dessa maneira, a solução enzimática apresentou indícios

de que pode atuar como um agente liberador de coluna.

No terceiro experimento, um fluido formado apenas com água e bentonita foi de-

senvolvido para avaliar a eficiência de dois liberadores de coluna quando adicionados

em cima do reboco formado. O resultado encontrado mostrou de modo satisfatório a

atuação dos liberadores de coluna, pois após a adição dos mesmos o reboco teve sua

porosidade aumentada.

Conclui-se, portanto que a adição de uma solução enzimática aos fluidos de per-

furação base água promove a redução do torque e, consequentemente, do coeficiente

de prisão diferencial, necessário para se movimentar a coluna de perfuração após a

prisão por diferencial de pressão. A adição dessa solução enzimática causou, tam-

bém, um aumento no volume de filtrado quando o hidroxipropilamido (HPA) estava

presente na composição do fluido, comprovando a eficiência dessa enzima na de-

gradação desses amidos responsáveis pela redução do filtrado. Como consequência

da adição dessa solução enzimática, provavelmente, menor será a força necessária

para liberar a coluna de perfuração presa ao reboco. Vale ressaltar, que o aumento

do volume de filtrado não é vantajoso na perfuração de poços. Porém, para liberar a

coluna presa, o volume de filtrado aumenta no momento da atuação da enzima que,

logo em seguida, volta a ser reduzido pela volta da circulação do fluido sem a solução

68

enzimática.

Os dois liberadores de coluna estudados comprovaram sua eficiência, sendo que

o liberador de coluna A apresentou melhores resultados. Desta forma, fica claro a

necessidade do uso de liberadores de coluna em fluidos de perfuração após a prisão

diferencial.

Diante do exposto, é evidente que a otimização dos fluidos de perfuração é uma

ótima solução para diminuir o tempo gasto e consequentemente, reduzir o custo oca-

sionado após a prisão diferencial durante as operações de perfuração.

69

6.1 Sugestões Para Trabalhos Futuros

1. Realizar testes laboratoriais para avaliar se os liberadores de coluna afetam ou

não as propriedades dos fluidos de perfuração. Além disso, outras soluções enzimáti-

cas poderão ser analisadas a fim de que se compare os valores obtidos e assim, uma

melhor solução poderá ser escolhida para ser incorporada ao fluido de perfuração com

o objetivo de reduzir o coeficiente de prisão diferencial.

2. Avaliar o coeficiente de prisão diferencial variando a quantidade de lubrificante

e de outros aditivos no fluido de perfuração a fim de se obter fluidos que proporcione

uma menor probabilidade de prisão de coluna, reduzindo desta maneira o tempo de

perfuração e principalmente, reduzindo o custo dessa atividade.

71

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