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OPERADOR DE SONDA DE PERFURAÇÃO
FLUIDO DE PERFURAÇÃO
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FLUIDO DE PERFURAÇÃO MÓDULO VI - APOSTILA III
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Direitos exclusivos da PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.
BELEM, Francisco Aldemir Teles
Operador de Sonda de Perfuração / CEFET-RN. Mossoró, 2008.
44p.: 25il.
PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.
Av. Almirante Barroso, 81 – 17º andar – Centro CEP: 20030-003 – Rio de Janeiro – RJ – Brasil
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ÍNDICE
I - INTRODUÇÃO .....................................................................................................................................6
II - HISTÓRICO .......................................................................................................................................7
III - CIRCULAÇÃO DO FLUIDO...............................................................................................................9
IV - FLUIDO DE PERFURAÇÃO............................................................................................................11
4.1 Definição .................................................................................................................................11
4.2 Funções do fluido de perfuração ............................................................................................12
4.2.1 Limpar, resfriar e lubrificar a broca e a coluna no poço ..............................................12
4.2.2 Transportar os detritos cortados pela broca até a superfície ......................................12
4.2.3 Transmitir potência hidráulica à broca.........................................................................13
4.2.4 Manter sob controle as pressões existentes no poço .................................................13
4.2.4.1 Pressões atuantes em um poço de petróleo ...................................................14
4.2.5 Prevenir o desmoronamento das paredes do poço.....................................................15
4.2.6 Manter em suspensão os detritos presentes no fluido ................................................16
4.2.7 Permitir a obtenção do maior número possível de informações .................................17
4.2.8 Suportar uma parte do peso das colunas de perfuração e de revestimento...............18
4.2.9 Formar um reboco ao longo das paredes do poço......................................................19
4.2.10 Reduzir, ao mínimo, o dano às formações produtoras..............................................20
V - DANO À FORMAÇÃO ......................................................................................................................21
VI - TIPOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO .............................................................................................22
6.1 Fluido base água .....................................................................................................................22
6.1.1 Fluidos iniciais..............................................................................................................22
6.2 Fluidos inibidos ........................................................................................................................24
VI - PROBLEMAS CAUSADOS .............................................................................................................27
7.1 Perda de circulação ou perda de retorno ................................................................................27
7.2 Prisão da coluna .....................................................................................................................29
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VIII - FLUIDOS NÃO-AQUOSOS...........................................................................................................31
8.1 Fluido à base de óleo ..............................................................................................................31
IX - FLUIDOS AERADOS.......................................................................................................................33
X - ADITIVOS – FLUIDOS BASE ÁGUA ...............................................................................................34
XI - ADITIVOS PARA FLUIDO NÃO-AQUOSO.....................................................................................36
XII - PROPRIEDADES FÍSICAS E QUÍMICAS DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO.................................37
12.1 Massa específica (peso do fluido) .........................................................................................37
12.1.1 Problemas relacionados ao peso do fluido................................................................38
12.2 Viscosidade funil (Marsh) ......................................................................................................38
12.3 Propriedades reológicas........................................................................................................39
12.4 Filtrado e reboco....................................................................................................................40
12.5 Teor de sólidos ......................................................................................................................41
12.6 Teor de areia .........................................................................................................................42
12.7 Salinidade..............................................................................................................................43
12.8 Alcalinidades..........................................................................................................................43
12.9 Teste do MBT (Methilene Blue Test).....................................................................................43
BIBLIOGRAFIA .....................................................................................................................................44
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LISTA DE FIGURAS
Figura 4.1 - Fluido armazenado no tanque ............................................................................................11
Figura 4.2 – Limpeza, resfriamento e lubrificação .................................................................................12
Figura 4.3 – Transporte de detritos pelo fluido ......................................................................................12
Figura 4.4 - Fórmula para o cálculo da máxima potência na broca.......................................................13
Figura 4.5 - Gráficos da pressão de poros e da de fratura ....................................................................15
Figura 4.6 - Detritos em suspensão no fluido ........................................................................................16
Figura 4.7 – Amostras de calhas armazenadas em caixas ...................................................................17
Figura 4.8 - Equipamentos para acompanhamento geológico ..............................................................17
Figura 4.9 - Sistema de circulação de uma sonda.................................................................................18
Figura 4.10 – Fórmula empuxo ..............................................................................................................19
Figura 4.11 - Cálculo do fator de flutuação ............................................................................................19
Figura 4.12 – Esquema de reboco.........................................................................................................20
Figura 5.1 - Exemplo de alguns mecanismos causadores de dano ......................................................21
Figura 6.1 – Estrutura da formação argilosa do grupo das montmorilonitas .........................................25
Figura 7.1 – Perda de circulação ...........................................................................................................29
Figura 12.1 – (a) Balança densimétrica, (b) Visor de nível....................................................................37
Figura 12.2 – (a) Escala de densidade em lb/gal, (b) Marcação para densidade da água .................37
Figura 12.3 – Teste para viscosidade em funil (marsh) .........................................................................38
Figura 12.4 - Viscosímetro FANN - Modelo 35 A...................................................................................39
Figura 12.5 - Características do viscosímetro FANN modelo 35 A .......................................................39
Figura 12.6 - Filtro Prensa API...............................................................................................................40
Figura 12.7 - Filtrado prensa HTHP .......................................................................................................41
Figura 12.8 - Kit retorta ..........................................................................................................................42
Figura 12.9 - Kit para determinação do teor de areia ............................................................................42
Figura 12.10 – Teste do BMT.................................................................................................................43
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I - INTRODUÇÃO
Os fluidos de perfuração e completação são formulados segundo critérios que garantam uma
operação segura a um custo mínimo. As propriedades desses fluidos são estabelecidas na fase de
projeto do poço, de forma a garantir uma remoção de cascalhos eficiente, manter a estabilidade das
formações perfuradas, conter os fluidos das formações, garantir a segurança do poço, prevenir
corrosão da coluna e do revestimento, lubrificar e refrigerar a broca e a coluna e minimizar torque e
arraste. Além disso, as propriedades dos fluidos devem ser tais que otimizem a taxa de penetração,
evitem dano à formação e atendam aos requisitos de perfilagem. Os fluidos de completação são
fluidos limpos (normalmente salmouras) formulados de forma a evitar dano à formação produtora e
corrosão dos materiais de fundo de poço. Segurança pessoal e preservação ambiental são outros
fatores determinantes na escolha de um fluido.
Os fluidos são normalmente preparados na locação e descartados ou reaproveitados após a
perfuração do poço. Durante a operação, as propriedades reológicas, de gelificação, filtração, o pH e
a massa específica são monitoradas e controladas dentro dos limites preestabelecidos no programa.
Os descartes (fluidos e cascalhos) gerados durante a perfuração são tratados para atender à
legislação ambiental vigente. Os aditivos utilizados no preparo e no tratamento dos fluidos são
testados segundo normas técnicas elaboradas para garantir sua qualidade e em conformidade com
padrões preestabelecidos.
Um item a ser destacado é a garantia da remoção de cascalhos. Durante o projeto do poço, essa
garantia leva à otimização das propriedades físicas do fluido e dos parâmetros hidráulicos de
perfuração, tais como vazão de bombeio, taxa de penetração e rotação da coluna. Durante a
perfuração, é realizada a monitoração dos parâmetros, indicadores de problemas relacionados à má
remoção de cascalhos, quais sejam: torque e drags anormais, repasses freqüentes, pequeno retorno
de sólidos nas peneiras e aumento das pressões na superfície, como exemplos.
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II - HISTÓRICO
Não existem registros a respeito do primeiro poço perfurado. No entanto, o primeiro processo utilizado
para perfurar poços foi o método de percussão. Esse processo apareceu na China, durante a dinastia
Chou (1122 - 256 A.C.) e os documentos chineses registram dados sobre poços com centenas de pés
de profundidade, perfurados na fronteira com o Tibet, para exploração de gás, água ou sal, pelo
processo spring pole, o qual consistia em utilizar uma peça de madeira que, apoiando-se sobre outra
vertical, na forma de forquilha, era utilizada à maneira de uma alavanca do primeiro gênero. Com ele,
os chineses perfuraram mais de 10.000 poços para sal, alcançando profundidades de até 457 m
(1500 pés) aproximadamente, à razão de dois pés por dia. Durante a perfuração, vez por outra era
adicionada água a fim de amolecer as rochas perfuradas e facilitar sua remoção até a superfície.
O método chinês de perfuração, por percussão, experimentou poucas alterações durante cerca de 22
séculos, porém contribuiu para estabelecer a base técnica da perfuração. Segundo os historiadores,
foram os irmãos David e Joseph Ruffner os primeiros a perfurar no continente americano. Eles
perfuraram um poço no oeste do estado de Virgínia, através de rochas inconsolidadas, entre os anos
1806 a 1808.
Em 1833, na França, o engenheiro Fauvelle estava acompanhando a perfuração de um poço
artesiano pelo método percussivo, quando observou um fluxo intenso de água em torno da coluna
perfuratriz, trazendo para a superfície uma grande quantidade de detritos perfurados. Fauvelle
raciocinou que o transporte de cascalhos do fundo do poço para a superfície poderia ser feito de
modo semelhante, se fosse injetada água através de uma coluna oca, ao mesmo tempo em que a
perfuração prosseguisse. Fauvelle, então, pôs a sua idéia em prática e desenvolveu uma série de
equipamentos que, em resumo, consistia de uma coluna de tubos de ferro forjado, oca, que podiam
ser enroscados nas extremidades. Na extremidade inferior dessa coluna, era enroscada uma broca,
cujo diâmetro era maior do que o da coluna tubular, formando-se, portanto, um espaço anular, através
do qual a água injetada e os fragmentos perfurados alcançavam a superfície. Na extremidade superior
da coluna, eram conectados tubos flexíveis, alimentados por uma bomba.
Em 1859, o Coronel E.L. Drake perfurou o primeiro poço para exploração de petróleo no continente
americano. No entanto, esse primeiro poço representa, na verdade, o clímax de uma época iniciada
pelos irmãos Ruffner.
Parece que foi na década de 1880 que os perfuradores começaram a se convencer da importância do
fluido de perfuração. Um dos primeiros registros desse fato está contido em uma patente requerida
por M.T.Chapman no ano de 1887. Nesse requerimento, Chapman menciona o "uso de um fluxo de
água e uma quantidade de material plástico, com o qual é formada uma camada impermeável ao
longo do anular do poço". Em outubro de 1900, foi então iniciada a perfuração do poço de Spindletop,
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nas proximidades de Beaumont, Texas, nos EUA, o qual representa o maior marco na história dos
fluidos de perfuração. Logo no início, foram encontradas câmaras de areia inconsolidada e, então,
Curt Hamil lembrou-se de que, ao aumentar a viscosidade da água mediante a adição de argila, o
fluido de perfuração ajudava a calafetar as paredes do poço, estabilizando-o. A circulação do fluido
era intermitente, em intervalos regulares de tempo. Esse poço de Spindletop alcançou a profundidade
aproximada de 317 m, em 10/01/1901, quando entrou em fluxo com uma produção diária em torno de
100.000 barris por dia. O sistema de perfuração rotativo hidráulico alcançava assim o primeiro
sucesso, consolidando esse processo como técnica de perfuração. Claro que o poço de Spindletop
não foi o primeiro a usar o processo rotativo, como também não foi o primeiro a empregar um fluido
de perfuração. O sucesso alcançado naquela oportunidade representa, entretanto, o ponto culminante
de um esforço desenvolvido de forma contínua, visando aperfeiçoar os métodos de perfuração.
O processo de aperfeiçoamento dos sistemas e dos fluidos de perfuração foi lento e gradual.
Atualmente, admite-se que a história dos fluidos de perfuração passou por três períodos:
• O primeiro período, das tentativas, abrange os trabalhos realizados até a perfuração do poço de
Spindletop, considerado como o primeiro poço comercial de petróleo;
• O segundo período, das experiências isoladas, durante o qual a prática adquirida era aplicada
sem maiores preocupações com os fundamentos científicos, abrange os trabalhos desenvolvidos
entre 1901 e 1930;
• O terceiro período, começa em 1930 e vai até os dias de hoje, observando-se que os trabalhos
desenvolvidos no domínio dos fluidos de perfuração é eminentemente científico. Os
melhoramentos introduzidos contribuíram de forma decisiva para que o processo rotativo
hidráulico se afirmasse no sentido de serem alcançadas maiores profundidades, a custos mais
baixos, num menor intervalo de tempo.
Como visto no resumo histórico acima, os fluidos de perfuração foram usados pela primeira vez no
processo da perfuração rotativa algum tempo entre 1887 e 1901. No início, o objetivo primário do
fluido de perfuração era o de remover continuamente os detritos perfurados pela broca, também
denominados de cascalhos. Com o desenvolvimento da perfuração rotativa e a evolução tecnológica
dos fluidos, aquilo que se tinha iniciado como um simples fluido, tornou-se hoje uma complexa mistura
de líquidos, sólidos, produtos químicos e, às vezes, até do próprio ar. De resultados obtidos com
testes de laboratório e de campo, concluiu-se que a combinação de dois grandes fatores, o fluido e a
hidráulica de perfuração, exercem um efeito muito maior sobre a taxa de penetração do que qualquer
outro parâmetro controlável no processo de perfuração rotativa. A inter-relação entre o fluido e a
hidráulica de perfuração tornou-se clara na década de 30. A partir daí, com a melhor compreensão
sobre a hidráulica nos jatos da broca, observou-se que a potência na broca está relacionada com os
parâmetros fundamentais de perfuração rotativa: peso sobre a broca, velocidade de rotação da coluna
e taxa de penetração“.
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III – CIRCULAÇÃO DO FLUIDO
A circulação de fluidos de perfuração teve um avanço significativo no início do século XX, com o
aperfeiçoamento das bombas de alta pressão. A bomba de lama é o coração de um sistema de
circulação. Sua função é transferir energia para o fluido, de forma que este possa circular dos tanques
até a broca, na qual a potência é consumida no jateamento do fluido. Daí o fluido ascende à superfície
através do espaço anular e retorna aos tanques. Usualmente, existem duas bombas de lama por
sonda, que são associadas em paralelo para perfurar poços na fase inicial, cujos diâmetros são
superiores a 12 1/4". Na perfuração de poços com diâmetros iguais ou inferiores a 12 1/4", pode-se
fazer uso de apenas uma bomba de lama. O mercado atual dispõe de bombas de lama triplex de até
1750 HP de potência, que são capazes de bombear grandes volumes de fluido a pressões que se
situam, normalmente, entre 1500 a 3500 psi, e podem ser impulsionadas por motores diesel, elétrico
ou a gás. As perdas na transmissão de potência, entre o eixo de saída do motor e o eixo de ataque da
bomba de lama, são da ordem de 15%. A parte hidráulica (fluid end) da bomba de lama recebe o
fluido através de uma linha de sucção conectada ao tanque de sucção. As perdas volumétricas da
bomba de lama podem variar de 0 a 15%, a depender de como ela está instalada e das condições
mecânicas das peças que compõem a sua parte hidráulica. Algumas bombas de lama recebem fluido
de uma bomba menor, do tipo centrífuga, chamada de bomba de alimentação (pré-carga), a qual é
usada para aumentar a eficiência volumétrica da bomba de lama.
O fluido de perfuração é, portanto, bombeado sob pressão, através da linha de recalque e de
superfície, do tubo bengala, da mangueira de lama, da cabeça de injeção e do kelly. Esses
componentes são conhecidos como conexões de superfície. A mangueira de lama e a cabeça de
injeção, juntos, permitem os movimentos alternativos e de rotação da coluna dentro do poço. A partir
do kelly, uma haste quadrada ou hexagonal com a função de transmitir o movimento de rotação à
coluna, o fluido segue através dos tubos de perfuração, dos comandos e da broca. A energia
rotacional é transmitida à broca pela coluna de perfuração, e o peso sobre a broca é fornecido pelos
comandos. Na broca, a energia, na forma de pressão, é transformada em energia cinética, quando o
fluido passa através de três orifícios (ou jatos) de pequeno diâmetro, fabricados com material
resistente (carbeto de tungstênio). Quando o programa hidráulico é projetado de modo correto, a
perda de carga na broca varia de 50 a 66% da pressão disponível na superfície.
Após passar pela broca, o fluido de perfuração começa a subir através do espaço anular,
transportando consigo os fragmentos de rocha arrancados pelos dentes da broca. A habilidade do
fluido em transportar os cascalhos até a superfície depende do regime e da velocidade de fluxo nessa
região e das propriedades do fluidos, os quais determinam a capacidade de carreamento dos sólidos.
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No interior de um fluido estático, sem movimento, as partículas sólidas caem mais rapidamente
quando esse fluido é pouco viscoso ou "fino' do que quando é muito viscoso ou "grosso". Portanto, no
transporte de cascalhos para a superfície, a velocidade do fluido deve ser maior do que a velocidade
de queda do cascalho. Se a vazão da bomba de lama é insuficiente para fornecer uma velocidade
anular do fluido necessária a esse transporte, pode-se aumentar a viscosidade do fluido de perfuração
com o intento de reduzir a velocidade de queda dos cascalhos. Ao atingir a superfície, o fluido deve
facilitar o descarte dos cascalhos ou fragmentos de rocha para evitar a sua recirculação no poço. Por
isso, na superfície, deve ser projetado um sistema equipado para:
(1) Remover sólidos;
(2) Resfriar;
(3) Misturar;
(4) Adicionar produtos químicos; e
(5) Remover ar ou gás do fluido de perfuração.
Conseqüentemente, os seguintes equipamentos, ou alguns deles, são necessários ao sistema de
circulação para garantir o bom desempenho do fluido de perfuração:
(1) Peneiras;
(2) Tanques de lama;
(3) Degaseificador;
(4) Desareiador;
(5) Desiltador;
(6) Centrifugador; e
(7) Pistolas de lama, misturadores e funil de mistura.
A separação dos fragmentos grosseiros (cascalhos) é processada através de uma peneira vibratória,
que deve estar equipada com telas adequadas ao tipo de rocha perfurada. As telas usadas possuem
aberturas que variam de 10 a 80 mesh. Os sólidos que passam são removidos por decantação, num
tanque próprio. O desareiador remove partículas sólidas com diâmetro superior a 74 microns (areia), e
as mais finas, com diâmetro maior que 30 microns, são eliminadas pelo desiltador. Após esse
processo, o fluido retorna à bomba para reiniciar o ciclo de circulação.
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IV – FLUIDO DE PERFURAÇÃO
4.1 Definição
O fluido de perfuração é uma dispersão coloidal composta de uma fase contínua, que normalmente é
água doce ou salgada, e uma fase dispersa, composta de produtos químicos, tais como: argila,
amido, soda cáustica, polímeros, materiais adensantes, bactericidas, etc.
Tabela 4.1 – Fluidos obtidos durante a perfuração
Tipo de dispersão Diâmetro do disperso Exemplo
Solução menor que 1 m µ sal + água
Dispersão coloidal 1 m µ a 1 µ argila + água
Suspensão grosseira maior que 1 µ sílica + água
Figura 4.1 - Fluido armazenado no tanque
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4.2 Funções do fluido de perfuração
4.2.1 Limpar, resfriar e lubrificar a broca e a coluna no poço
Figura 4.2 – Limpeza, resfriamento e lubrificação
4.2.2 Transportar os detritos cortados pela broca até a superfície
Figura 4.3 – Transporte de detritos pelo fluido
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Fatores que afetam a limpeza do poço:
• Taxa de penetração;
• Estabilidade do poço;
• Velocidade no espaço anular;
• Propriedades reológicas do fluido;
• Tempo de circulação;
• Inclinação do poço.
4.2.3 Transmitir potência hidráulica à broca
• Através da velocidade de saída do fluido pelo jatos da broca, determinada pela pressão de
bombeio.
• A pressão de bombeio é a soma das perdas de carga na tubulação, no espaço anular e no jatos
da broca.
As perdas de carga são divididas em:
o Perda de carga útil – nos jatos da broca;
o Perda de carga parasita – perda por atrito.
• As perdas de carga parasitas estão assim distribuídas:
Figura 4.4 - Fórmula para o cálculo da máxima potência na broca
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4.2.4 Manter sob controle as pressões existentes no poço
• Condição: Pporos < Phidrostática < Pfratura
4.2.4.1 Pressões atuantes em um poço de petróleo
• Pressão hidrostática: é a pressão exercida por uma coluna de fluido.
o Para líquidos, essa pressão é dada por:
Ph = 0,17 x D x H.
Sendo: Ph = pressão hidrostática do líquido, em psi;
D = massa específica do fluido, lb/gal;
H = altura do líquido, m.
• Gradiente de pressão: é a razão entre a pressão que age num determinado ponto e a
profundidade desse ponto. Está relacionado à massa específica do fluido de perfuração pela
seguinte expressão:
• Massa específica ou densidade equivalente: é a pressão em determinado ponto expressa em
termos da massa específica equivalente, como segue:
• Pressão de poros, pressão da formação ou pressão estática: é a pressão dos fluidos
contidos nos poros de uma determinada formação.
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As formações são classificadas de acordo com a variação do seu gradiente, a saber:
Figura 4.5 - Gráficos da pressão de poros e da de fratura
4.2.5 Prevenir o desmoronamento das paredes do poço
A pressão hidrostática exercida pelo fluido de perfuração ao longo do poço ajuda a manter, no seu
lugar, as formações perfuradas.
• Fatores que favorecem a ocorrência de desmoronamento:
o Massa específica do fluido;
o Falta de inibição do fluido (tipo de fluido, salinidade, etc);
o Filtrado do fluido elevado (máximo 5 ml / 30 min);
o Presença de folhelhos intercalados por argilas;
o Perda de circulação (presença de cavernas).
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• Problemas gerados devido ao desmoronamento:
o Limpeza do poço nos trechos alargados;
o Prisão da coluna;
o Dificuldade na avaliação dos perfis de poço aberto;
o Consumo excessivo de cimento e aditivos.
4.2.6 Manter em suspensão os detritos presentes no fluido
Por ocasião das paralisações da circulação durante a manobra, a conexão ou o reparo da bomba,
tanto os cascalhos a serem removidos do poço, quanto os sólidos inertes presentes no fluido de
perfuração devem permanecer em suspensão para que não haja decantação deles sobre a broca. Um
indicativo de que está havendo sedimentação pode ser observado durante uma conexão, visto que,
ao se quebrar a haste quadrada, observa-se um retorno contínuo de fluido pelo interior da coluna,
podendo acarretar um entupimento dos jatos da broca. Recomenda-se, nesse caso, uma leitura de no
mínimo 3 rpm.
Figura 4.6 - Detritos em suspensão no fluido
A propriedade do fluido responsável pela manutenção dos detritos em suspensão é a força gel, que é
determinada nos tempos de 10 seg e 10 min.
Para a determinação da força gel, utiliza-se um viscosímetro rotativo.
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4.2.7 Permitir a obtenção do maior número possível de informações sobre as camadas perfuradas
Figura 4.7 – Amostras de calhas armazenadas em caixas
• Amostras de calha: são amostras de cascalhos cortados pela broca, que são transportados
pelo fluido de perfuração até a superfície, onde são coletadas conforme indicação abaixo:
Figura 4.8 - Equipamentos para acompanhamento geológico
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• Coletas de amostra:
o Poço pioneiro: de 3 em 3 metros;
o Poço de desenvolvimento: de 6 em 6 metros.
Figura 4.9 - Sistema de circulação de uma sonda
4.2.8 Suportar uma parte do peso das colunas de perfuração e de revestimento, devido ao empuxo
• Teorema de Arquimedes: todo corpo mergulhado em um fluido recebe uma força vertical,
orientada de baixo para cima, igual ao peso do volume de líquido deslocado pelo corpo.
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Figura 4.10 – Fórmula empuxo
Figura 4.11 - Cálculo do fator de flutuação
4.2.9 Formar um reboco ao longo das paredes do poço
Esse reboco deve ter uma consistência conveniente a fim de reduzir a infiltração da fase líquida do
fluido de perfuração na frente das zonas permeáveis existentes no poço.
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Figura 4.12 – Esquema de reboco
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V – DANO À FORMAÇÃO
Dano à formação: significa redução da permeabilidade do reservatório próximo às paredes do poço.
O dano à formação ocorre durante:
• Perfuração: fluido de perfuração (sólidos finos e filtrados);
• Cimentação: pasta de cimento (filtrado);
• Completação: fluido de completação;
• Operação de canhoneio (processo de canhoneio).
Mecanismos causadores de dano à formação:
• Migração de finos;
• Inchamento de argilas;
• Formação de emulsão;
• Inversão de molhabilidade;
• Tamponamento;
• Bloqueio por água;
• Incrustação (scale);
• Depósitos orgânicos;
• Depósitos bacteriano.
Figura 5.1 - Exemplo de alguns mecanismos causadores de dano
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VI – TIPOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
• Base água;
• Base orgânica (não-aquoso);
• Espuma;
• Ar comprimido.
6.1 Fluido base água
Os fluidos base água são mais utilizados por serem:
• Mais baratos;
• Mais abundantes na natureza;
• Menos agressivos ao meio ambiente.
Os tipos de fluidos à base água são os fluidos iniciais e os inibidos.
6.1.1 Fluidos iniciais
São fluidos não-inibidos, utilizados no início dos poços, no qual as exigências quanto as suas
propriedades são mínimas, em função da não-interação do fluido com os minerais das rochas.
• Principais fluidos iniciais :
o Fluido convencional;
o Fluido nativo;
o Fluido de baixo teor de sólidos;
o Água doce ou água do mar.
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• Fluido convencional
a) Composição:
Água doce QSP
Argila ativada 12 a 15 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
b) Propriedades:
Peso específico 8,8 a 9,0 lb/gal
Viscosidade 60 a 90 seg
c) Aplicações:
o Perfuração de poços de grandes diâmetros;
o Perfuração de areias e calcários;
o Confecção de tampões viscosos.
d) Recomendações:
o Misturar os produtos na seqüência indicada;
o Utilizar água com salinidade de no máximo 5.000 mg/l;
o Verificar dureza e teor de cálcio da água de preparo;
o Verificar a validade da argila – prazo : 06 meses.
• Fluido nativo
É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela broca, sendo necessária apenas a
adição de água para manutenção da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser
necessária a adição de produtos químicos.
• Fluido de baixo teor de sólidos
a) Composição:
Água doce QSP
Polímero doador de viscosidade 0,5 a 1,0 lb/bbl
Argila ativada 4,0 a 6,0 lb/bbl
Soda cáustica 0,5 lb/bbl
b) Propriedades:
Peso específico 8,5 a 8,7 lb/gal
Viscosidade 45 a 60 seg
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c) Aplicação:
• Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis);
• Perfuração em zonas com perda de circulação parcial.
d) Recomendações: semelhantes às do fluido convencional.
Obs: Em função do custo desse tipo de fluido, utilizá-lo somente nas situações nas quais o peso do
fluido deva ser o mais baixo possível.
• Água doce ou salgada:
o Água doce: perfuração na área terrestre;
o Água salgada: perfuração na área marítima em função da abundância desse fluido.
Aplicação: perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. Nesse caso, injeta-se
fluido viscoso nas conexões para evitar sedimentação de detritos sobre a broca.
6.2 fluidos inibidos
São fluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas presentes nas formações
atravessadas pela broca durante a perfuração. Essa inibição pode ser de natureza química ou física.
Os fluidos inibidos são divididos em:
• Fluidos base água;
• Fluidos base orgânica;
Obs: A inibição dos fluidos base água é sempre menor que a inibição dos fluidos base óleo. Quando
se têm argilas muito sensíveis à presença de água, problemas na perfuração são freqüentes, e a
continuidade da operação só é possível com a utilização dos fluidos base óleo.
Os principais tipos de argilas mais comuns são:
• Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água;
• Ilita;
• Clorita;
• Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se da rocha com facilidade, causando
obstrução dos poros desta;
• Camada mista.
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Figura 6.1 – Estrutura da formação argilosa do grupo das montmorilonitas
Obs: Formações argilosas tornam-se instáveis na presença de alguns tipos de fluidos de perfuração
base água, causando sérios problemas durante a perfuração, principalmente quando essa argila é do
grupo das montmorilonitas.
• Os principais problemas são:
o Enceramento da broca;
o Anéis de obstrução no espaço anular;
o Fechamento do poço;
o Desmoronamento;
o Prisão da coluna de perfuração;
o Alargamentos do poço.
• Principais fluidos inibidos base água:
o Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero;
o Fluido base cloreto de potássio tratado com polímero;
o Fluido base cloreto de potássio com poliacrilamida;
o Fluido a base cloreto de potássio com polímero catiônico.
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• Fluidos salgados:
São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos sais.
Classificação em função da salinidade:
baixa salinidade de 10.000 até 40.000 ppm
Média salinidade de 40.000 até 70.000 ppm
alta salinidade de 70.000 até 311.300 ppm
saturado salinidade de 311.300 ppm
Os sais mais utilizados na confecção dos fluidos salgados são: o cloreto de sódio (NaCl) e o cloreto
de potássio ( KCl ). O cloreto de sódio, em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade
na natureza; e o cloreto de potássio, em função do grande poder de inibição apresentado por ele.
• Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero
O sal comum (cloreto de sódio), de fórmula química NaCl,, em presença de água, dissocia-se em:
O cátion é o responsável pela inibição das argilas presentes nas formações perfuradas.
a) Aplicação:
• Perfuração de formações argilosas;
• Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água industrial é difícil e oneroso;
• Perfuração de formações com presença de sal.
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b) Composição X Concentração
Composição básica Concentração
Água doce QSP
Argila ativada 5,0 a 8,0 lb/bbl
Soda cáustica 1,0 a 1,5 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/bbl
Cloreto de sódio (NaCl - sal comum ) 14,0 a 16 lb/bbl
Bactericida 5,0 gal / 100 bbl
Baritina em função do peso desejado
• Fluidos base cloreto de potássio tratado com polímero
a) Conceito
São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos polímeros e inibição química fornecida
pelo sal. O íon potássio atua como um eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas.
O sal de potássio, de fórmula química KCl , em presença de água, dissocia-se em:
sendo o cátion o principal responsável pela inibição das argilas presentes no poço.
b) Composição X Concentração
Composição básica Concentração
Água doce QSP
Óxido de magnésio 0,8 a 1,0 lb/bbl
Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl
Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/bbl
Polímero catiônico 6,0 a 8,0 lb/bbl
Cloreto de potássio ( KCl ) 18,0 a 20,0 lb/bbl
Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl
Calcário fino 10,0 a 15,0 lb/bbl
Baritina em função do peso desejado
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VII – PROBLEMAS CAUSADOS
7.1 Perda de circulação ou perda de retorno
É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para os espaços porosos, fraturas ou
cavernas da formação, durante as operações de perfuração.
• Tipos de perda de circulação:
o Parcial – quando, em condições normais de bombeio, retorna somente uma parte do fluido
de perfuração que foi injetado;
o Total – quando, em condições normais de bombeio, não há retorno do fluido de
perfuração que foi injetado.
• Causas das perdas de circulação:
Naturais:
o Presença de cavernas;
o Infiltração em rochas de alta permeabilidade;
o Ocorrência de fraturas naturais.
Induzidas:
o Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha;
o Bloqueio do espaço anular por argilas .
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Figura 7.1 – Perda de circulação
• Métodos de combate:
o Tampão de material de perda;
o Tampão de cimento;
o Tampão de cimento com bentonita;
o Tampão de silicato com cloreto de cálcio;
o Aumento da viscosidade do fluido;
o Redução do peso do fluido.
7.2 Prisão da coluna
Durante a operação de perfuração, a coluna de perfuração pode ficar presa, ocasionalmente, o que
impede o seu movimento para cima e/ou para baixo.
A coluna de perfuração poderá ficar presa por :
• Acunhamento;
• Desmoronamento;
• Prisão por diferencial de pressão;
• Chaveta.
Quando ocorre:
• Durante descida da coluna após troca de broca;
• Durante queda de objetos estranhos no poço;
• Quando há desmoronamento;
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• Durante o fechamento do poço;
• Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag);
• Quando ocorre pressão hidrostática elevada.
• Desmoronamento – queda das paredes do poço:
o Areia;
o Folhelho.
• Fechamento – redução do diâmetro na parte superior do poço:
o Inchamento de argila;
o Presença de sal.
• Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do poço devido a uma força
causada pela diferença de pressão entre a coluna hidrostática do fluido e a pressão de poros da
formação. Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis (arenitos) e em
fluidos com alto filtrado e espessura de reboco.
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VIII – FLUIDOS NÃO-AQUOSOS
Os Fluidos não aquosos também são conhecidos como fluidos de emulsão inversa, e são
classificados em:
• Fluido base óleo diesel – fora de uso;
• Fluido base parafina;
• Fluido base éster;
• Fluido a base glicol.
8.1 Fluido à base de óleo
Os fluidos são ditos à base de óleo quando a fase contínua ou dispersante é constituída por óleo e a
fase dispersa é água salgada adicionada sob forma de minúsculas gotículas, emulsionadas pela ação
tensoativa de um surfactante específico. Esses fluidos são também conhecidos como fluidos de
emulsão inversa. Os demais componentes dos fluidos à base óleo são: emulsificantes (primário,
secundário), saponificantes e alcalinizantes, redutores de filtrado, agentes de molhabilidade,
dispersantes e gelificantes e adensantes.
• Composição básica:
o Óleo sintético, óleo mineral ou parafina;
o Emulsificante primário;
o Emulsificante secundário;
o Agente de molhabilidade;
o Controlador de filtrado;
o Óxido de cálcio;
o Salmoura (água + sal);
o Argila organofílica;
o Adensante.
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• Principais características dos fluidos à base de óleo:
o Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como halita, silvita, taquidrita, carnalita e
anidrita;
o Atividade química controlada pela natureza e pela concentração do eletrólito dissolvido na
fase aquosa;
o Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas hidratáveis;
o Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito;
o Resistência a temperaturas elevadas até 400º F;
o Baixa taxa de corrosão;
o Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/gal até 18,0 lb/gal.
• Aplicação:
o Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas temperaturas superam
300ºF;
o Rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos salinos;
o Poços direcionas e horizontais;
o Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos;
o Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de fratura;
o Formações produtoras danificáveis por fluidos base água;
o Poços que geram ambientes corrosivos;
o Liberação de coluna.
• Limitações do uso:
o Poço com perda de circulação;
o Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos adequados;
o Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente para esse fim.
• Principais contaminantes:
o Água;
o Sólidos.
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IX – FLUIDOS AERADOS
Conceito - É o fluido cujo ar atmosférico ou um gás inerte é utilizado em parte ou no todo como fluido
de perfuração.
• Tipos de fluidos aerados:
o Ar puro ou um gás tipo N2, CO2;
o Espuma.
• Principais características:
o Baixo peso específico (0,3 lb/gal até 7 lb/gal);
o Uso de ar ou gás como componente.
Obs: O uso de equipamentos especiais tais como: compressores, booster, medidores de vazão e
outros tornam muito restrita a utilização desses fluidos, em função dos custos elevados desses
equipamentos.
• Composição:
o Água;
o Argila ativada;
o KCl;
o Soda cáustica;
o Inibidor de corrosão espumante;
o Polímero.
• Aplicação:
o Perdas de circulação severas;
o Minimização de danos à formação;
o Aumento da taxa de penetração.
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X – ADITIVOS – FLUIDO BASE ÁGUA
a) Doadores de viscosidade
• Argila ativada (nome comercial: bentonita);
• Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS);
• Goma xantana;
b) Doadores de alcalinidade (Ph)
• Soda cáustica;
• Potassa cáustica;
• Cal viva / cal hidratada.
c) Redutores de filtrado
• Amido de mandioca, amido de milho;
• Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS);
• Hidroxipropilamido (HPA).
d) Inibidores de argila
• Polímeros catiônicos;
• Cloreto de sódio (NaCl);
• Cloreto de potássio (KCl);
• Poliacrilamida.
e) Adensantes
• Sais diversos;
• Baritina;
• Hematita;
• Calcário.
f) Dispersantes
• Lignossulfonato;
• Polímeros de baixo peso molecular.
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g) Liberadores de coluna – ácidos graxos
• Pipe lax;
• Free pipe;
• Ez-spot.
h) Preventor de enceramento de broca
• Detergente.
i) Anti-espumante
j) Bactericida
• Triazina;
• Guaternário de amônio.
k) Seqüestrador de gás sulfídrico
• Esponja de ferro;
• Óxido de zinco.
l) Redutor de fricção
• Lubrificante
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XI – ADITIVOS PARA FUIDOS NÃO-AQUOSOS
• Parafina, biodíesel e óleo diesel (em desuso);
• Ácidos graxos;
• Surfactantes;
• Redutores de filtrado;
• Argila organofílica;
• Baritina e hematita;
• Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio;
• Calcários fino e médio;
• Óxido de cálcio (cal viva).
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XII – PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS
12.1 Massa específica (peso do fluido)
Fisicamente, é a massa de fluido por unidade de volume. Usualmente, é expressa em lb/gal (libra por
galão).
Obs: No campo, é conhecida como peso do fluido. Equipamento para medição: balança densimétrica.
(a) (b)
Figura 12.1 – (a) Balança densimétrica, (b) Visor de nível
(a) (b)
Figura 12.2 – (a) Escala de densidade em lb/gal, (b) Marcação para densidade da água
Obs: É muito importante a verificação da calibração da balança.
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12.1.1 Problemas relacionados ao peso do fluido
a) Peso do fluido insuficiente:
• Desmoronamento das paredes do poço;
• Kick;
• Fechamento do poço.
b) Peso do fluido excessivo:
• Prisão de coluna por diferencial de pressão;
• Perda de circulação parcial ou total;
• Redução na taxa de penetração.
12.2 Viscosidade funil (marsh)
É uma medida prática da variação da viscosidade do fluido. Essa medida consiste na determinação
do tempo gasto pelo fluido para escoar através de um orifício existente na parte inferior do funil e
preencher um caneco até a marca de ¾ de galão (950 ml) ou 1000 ml.
Figura 12.3 – Teste para viscosidade em funil (marsh)
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12.3 Propriedades reológicas
A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos quando submetida à ação de uma força.
Estuda as relações entre a tensão de cisalhamento e a razão de deformação, que definem as
condições de escoamento de um fluido.
Figura 12.4 - Viscosímetro FANN - Modelo 35 A.
Figura 12.5 - Características do viscosímetro FANN modelo 35 A
40
o Classificação reológica dos fluidos:
o Fluidos newtonianos: existe uma relação linear entre a tensão cisalhante e a taxa de
deformação;
o fluidos não-newtonianos: são aqueles cuja viscosidade varia de acordo com a taxa de
deformação.
No grupo dos fluidos não-newtonianos, destacam-se:
o Fluidos plásticos: caracterizados pela existência de um limite de escoamento, isto é, torna-
se necessário um mínimo de tensão de cisalhamento para que o escoamento seja iniciado;
o Fluidos pseudo-plásticos: são aqueles cuja viscosidade aparente diminui à medida que
aumenta a taxa de deformação;
o Fluidos dilatantes: são aqueles cuja viscosidade aparente aumenta à medida que aumenta
a taxa de deformação.
12.4 Filtrado e reboco
• Filtrado API;
• Filtrado HTHP.
• Filtrado API: volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta durante 30 min, a uma pressão
de 100 psi. Recomendado para fluidos base água;
• Reboco: material que fica depositado na parede do poço devido à perda do fluido em frente às
formações permeáveis
Figura 12.6 - Filtro Prensa API
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• Filtrado HPHT: volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta, durante 30 min, a uma
pressão de 500 psi e a uma temperatura de 300º F.
Figura 12.7 - Filtrado prensa HTHP
12.5 Teor de sólidos
O teste de retorta consiste na destilação de um volume de 10 ml de fluido, no período de 30 min,
obtendo-se as frações de água, óleo e sólidos.
Classificação dos sólidos perfurados:
SÓLIDOS EXEMPLO
inertes de baixa densidade areia, calcário, siltes
inertes da alta densidade baritina, hematita
ativos da baixa densidade argilas plásticas
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• Problemas causados pelos sólidos incorporados ao fluido de perduração durante a perfuração:
o Baixas taxas de penetração;
o Redução da potência hidráulica na broca;
o Redução da vida útil da broca;
o Redução da vida útil dos componentes do sistema de circulação;
o Pouca eficiência dos tratamentos químicos do fluido;
o Probabilidade de prisão por diferencial de pressão;
o Probabilidade de perda de circulação por aumento da densidade do fluido;
o Maior custo na manutenção das bombas.
Figura 12.8 - Kit retorta
12.6 Teor de areia
Figura 12.9 - Kit para determinação do teor de areia
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12.7 Salinidade
• Está diretamente relacionada à inibição do fluido;
• Serve de contraste entre zonas de água doce e zonas de óleo identificadas através do perfil de
resistividade.
12.8 Alcalinidades: Pm, Pf e Ph
Pm = alcalinidade do fluido;
Pf = alcalinidade do filtrado;
pH = potencial de hidrogênio.
12.9 Teste do MBT (Methilene Blue Test )
Figura 12.10 – Teste do BMT
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BIBLIOGRAFIA
DRESSER DO BRASIL. Manual de engenharia dos fluidos de perfuração. Rio de Janeiro, 1983. MACHADO, José C. V. Reologia e escoamento de fluidos. Rio de Janeiro: Interciência, 2002. MANUAL AMOCO. Technology & Training. 3.ed. 1996. MOORE, Preston L. Drilling practices manual. 2. ed. Tulsa, Oklahoma: PennyWell, 1986. NL Baroid. Manual Drilling Fluids Technology. Taxas, USA: Houston, 1979. PETROGUIA. Petrobras. 1 ed. Rio de Janeiro, 1989. STEFAN, Petrus. Manual de fluidos de Perfuração. Salvador: Petrobrás, 1982. THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001.