Fluidos de perfuração para petróleo

FACULDADE DE CIÊNCIAS EDUCACIONAIS DE SERGIPE
Disciplina: PEG001 - 2011.1
Professor: José Almeida 1

MÉTODOS DE PESQUISA
PETRÓLEO – PRODUÇÃO

Fluidos de Perfuração

Historicamente, quando foi introduzido junto com a perfuração rotativa, a
finalidade do fluido de perfuração era simplesmente a remoção do cascalho
produzido pela broca no fundo do poço. Nestas circunstâncias, qualquer tipo de
fluido capaz de realizar esta função podia ser considerado um fluido de
perfuração: água, ar, gás natural, sólidos em suspensão na água, emulsões.

Com o progresso tecnológico e as exigências dos órgãos ambientais, o fluido de
perfuração tornou-se uma mistura complexa de sólidos, líquidos e produtos
químicos, e algumas vezes, gases. Eles devem ser especificados de forma a
garantir uma perfuração rápida e segura.

Os fluidos de perfuração foram ganhando importância à medida que os poços se
tornavam mais profundos. Considera-se que o sucesso da perfuração de um
poço depende fortemente da composição do fluido e dos cuidados para a
manutenção de suas propriedades durante a perfuração.

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Características Desejáveis

• Ser estável quimicamente;

• Ser facilmente separado dos cascalhos na superfície;

• Não causar danos as formações produtoras;

• Aceitar qualquer tratamento, físico e químico;

• Ser bombeável;

• Ter baixo grau de corrosão e abrasão;

• Facilitar interpretações geológicas (cascalhos, perfilagem);

• Ter baixo custo. 3


Funções Básicas

• Limpar o fundo do poço e carrear os cascalhos até a superfície;

• Manter os sólidos em suspensão durante a ausência de bombeio;

• Sustentar as paredes do poço evitando o seu desmoronamento;

• Prevenir a hidratação de formações reativas;

• Lubrificar a broca e a coluna de perfuração, reduzindo seu atrito com o poço;

• Resfriar a broca;

• Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de
fluidos indesejáveis (kick).
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Trajetória do fluido de perfuração

Superfície

Fundo do poço

Superfície

O fluido deve circular a uma velocidade maior do que a velocidade de
sedimentação das partículas removidas, a fim de que os resíduos possam chegar
à superfície. 5


Propriedades Físicas e Químicas

 As propriedades físicas são mais genéricas e são medidas em qualquer tipo de
fluido.

 As propriedades químicas são mais específicas e são determinadas para
distinguir certos tipos de fluidos.

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Propriedades físicas mais freqüentemente medidas:

densidade, parâmetros reológicos, forças géis, parâmetros de filtração, teor de
sólidos, coeficiente de lubricidade, resistividade e estabilidade elétrica.

Propriedades químicas mais freqüentemente medidas:

pH, teores de cloreto e de bentonita, alcalinidade, excesso de cal, teor de cálcio e
de magnésio, concentração de H2S e concentração de potássio.

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Propriedades Físicas

Densidade: Seu valor é definido em função da pressão de poros (pressão do
fluido que se encontra nos poros da rocha), e pela pressão de fratura das
formações expostas.

A densidade é uma propriedade muito importante e deve ser mantida controlada
de modo que a sua pressão hidrostática seja suficiente para controlar os fluidos
das formações. Para aumentar a densidade adiciona-se normalmente baritina,
BaSO4, que tem densidade de 4,25, enquanto a densidade dos sólidos perfurados
é em média de 2,6.

Na indústria de petróleo as principais unidades de medida da densidade são as
seguintes: lb/gal, lb/pe3, lb/cuft, kg/dm3, e gravidade específica.

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Pressão exercida pelo fluido

Define-se diferencial de pressão entre o fluido do poço e os fluidos da formação
por:

p pL pF

onde,

pL é a pressão da lama ou pressão do fluido de perfuração
pF é a pressão da formação ou pressão dos fluidos contidos na rocha

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O diferencial de pressão entre o fluido de perfuração e os fluidos da formação deve
ser sempre maior que zero, durante a perfuração do poço. Todavia, o rendimento
da broca diminui à medida em que esse diferencial de pressão aumenta, o que
mostra a importância no estabelecimento e cálculo do seu valor.

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A pressão exercida pelo fluido de perfuração (pL) no
fundo do poço, em condições estáticas (vazão nula)
seria:

pL = pH + pS
onde,

pH L g h é a pressão hidrostática

pS é a pressão aplicada na superfície
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Costuma-se denominar de gradiente de pressão do fluido de perfuração (ou lama)
por:

GL L g

Para a água doce, cuja densidade absoluta é 1 g/cm3 a 4oC, temos:

W 1g / cm3 8,33lb / gal

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As formações porosas e permeáveis contém fluidos sob pressão. Uma certa
formação, a uma profundidade hF, pode então conter fluidos a uma pressão pF
denominada de pressão da formação:

pF F g hF

Pode-se definir um gradiente de pressão da formação como sendo:

GF F g

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Em poços de pretóleo, as formações contendo fluidos são classificadas em:

(a) Formações com pressão normal

0,1 (kg / cm2 ) / m GF 0,1074 (kg / cm2 ) / m

(b) Formações com pressão anormal

GF 0,1 (kg / cm2 ) / m (baixa)

GF 0,1074 (kg / cm2 ) / m (alta)

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Pressão hidrostática

Por exemplo, caso estejamos perfurando um poço a 2000 metros de profundidade
e cuja pressão de poros da formação seja de 2500 psi, podemos calcular a
densidade do fluido de perfuração para que a pressão dentro do poço seja
superior a pressão de poros, assim:

PHidrostáti ca 0,17 x x h
2500 0,17 x min x 2000
min 7,35 lb / gal

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Pressão hidrostática

EXERCÍCIO: Qual a pressão hidrostática no fundo de um poço de 2000 m com uma
lama a base de bentonita com densidade de 9,8 lb/gal? Justifique sua resposta.

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Parâmetros Reológicos: Define o comportamento do escoamento de um fluido.
Estes parâmetros influem diretamente no cálculo das perdas de cargas dentro da
tubulação e no anular, e no cálculo da velocidade de carreamento de cascalhos.

Os parâmetros normalmente calculados são:

• viscosidade aparente;
• viscosidade plástica;
• limite de escoamento.

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Viscosidade: É a medida da resistência da lama para fluir. Em outras palavras mede
a consistência da lama. A vicosidade deve ser suficientemente elevada para manter a
baritina em suspensão e assegurar o transporte dos cascalhos para fora do poço.

Medidas da viscosidade:
- Viscosidade Marsh: Seu princípio fundamenta-se na medição do tempo de
escoamento de um volume definido de lama através de um funil calibrado. Enche-se o
funil com lama e mede-se o tempo de escoamento (s) de ¼ de galão (946 cm3).
- Viscosidade plástica e aparente: São determinadas através de aparelhos
denominados viscosímetros. Ambas são medidas em centipoise.

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Teor de sólidos: O controle do teor de sólido é muito importante e deve ser objeto
de todo cuidado uma vez que ele influi sobre diversas propriedades da lama:
densidade, viscosidade e força gel, produzindo desgaste nos equipamentos pela sua
abrasividade e reduz a taxa de penetração da broca.

Força gel: A força gel é um parâmetro que indica o grau de tixotropia da lama. Um
fluido tixotrópico é aquele que quando em repouso desenvolve uma estrutura
gelificada e que quando posto em movimento recupera a fluidez.

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Parâmetros de Filtração

Filtrado e Reboco: o fluido de perfuração submetido a pressão hidrostática,
deposita diante das formações permeáveis uma película de baixa permeabilidade
denominada reboco (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.

O filtrado API é a quantidade de líquido em cm3 que é recolhido quando a lama é
submetida a uma pressão de 100 psi.

O reboco é medido em mm ou frações da polegada e tem a sua consistência
igualmente avaliada em mole, duro, firme, elástico, etc.
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Propriedades Físicas - Parâmetros do Filtrado

Sólidos Finos

Reboco

Invasão

Arenito

Petróleo

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Propriedades Químicas

pH : É medido usando papéis indicadores ou potenciômetros, sendo mantido na faixa
de 7 a 10. Ele determina apenas uma alcalinidade relativa a concentração de íons H+
através de métodos comparativos.

Alcalinidades: As alcalinidades dos fluidos de perfuração são determinadas por
métodos diretos de titulação volumétrica de neutralização e leva em consideração as
espécies carbonatos (CO3--) e bicarbonatos (HCO3-) dissolvidos na lama, além dos
íons hidroxilas (OH-) dissolvidos e não dissolvidos.

São determinadas as seguintes alcalinidades:
Alcalinidade parcial do filtrado;
Alcalinidade da lama;
Alcalinidade total do filtrado.

“Alcalinidade é a habilidade de uma solução ou mistura de reagir com um ácido”.
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Classificação dos Fluidos de Perfuração

Os fluidos de perfuração se compõem de três fases distintas:

 Fase contínua ou fase líquida (dispersante);

 Fase dispersa constituída de sólidos coloidais e/ou líquidos emulsificados que
fornecem a viscosidade, tixotropia e reboco (bentonita, atapulgita);

 Fase inerte constituída por sólidos inertes dispersos tais como os doadores de
peso (baritina, hematita, calcita) e os sólidos provenientes das rochas perfuradas.

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Líquidos Gases

Mistura
Gás/Líquido

Base Base Gás
Névoa Espuma Ar
Água Óleo Natural

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Baseia-se no constituinte principal da fase contínua ou dispersante:

• à base água;
• à base sintética;
• à base de ar ou de gás.

A natureza das fases dispersante e dispersa, bem como os componentes básicos e a
suas quantidades definem não apenas o tipo de fluido, mas também as suas
características e propriedades.

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Base Água

 A sua composição é fundamental no controle das propriedades do fluido.

 A água pode ser doce, dura ou salgada:

Doce: salinidade inferior a 1000 ppm de NaCl equivalente e não necessita pré
tratamento químico.

Dura: presença de sais de Ca e Mg dissolvidos que alteram o desempenho dos
aditivos químicos.

Salgada: salinidade maior que 1000 ppm de NaCl equivalente, e pode ser água do
mar, ou salgada com a adição de sais como NaCl, KCl ou CaCl2.
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Base Água

 A principal função da água é prover o meio de dispersão para os materiais
coloidais, tais como argila e polímeros, que controlam viscosidade, limite de
escoamento, forças géis e filtrado.

 Na seleção da água devem ser considerados os seguintes fatores:
Disponibilidade, custo de transporte e de tratamento, tipos de formações geológicas
a serem perfuradas, produtos químicos, equipamentos e técnicas a serem utilizados
na avaliação das formações.

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Base Água

 Os sólidos dispersos no meio aquoso podem ser: ativos ou inertes.

Sólidos ativos: são materiais argilosos (bentonita e atapulgita), cuja função é
aumentar a viscosidade.

Sólidos inertes: podem se originar da adição de materiais industrializados ou serem
provenientes de cascalhos finos, normalmente areia, silte e calcário. Baritina é o sólido
inerte mais comum. Outros são calcita e hematita.

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Base Água

Formulação Básica

• Água

• Alcalinizante (NaOH, KOH, Ca(OH)2, MgO)

• Viscosificante (BENTONITA, CMC, POLIACRILAMIDA, GOMA XANTANA, PAC)

• Controladores de filtrado (CMC, PAC, POLIACRILATO, AMIDO)

• Estabilizadores de formação (KCl, NaCl, POLIACRILAMIDA, POLÍMERO CATIÔNICO)

• Adensante (NaCl, CaCl2, FORMIATO, BARITINA, CaCO3, HEMATITA)

• Inibidor de corrosão (POLIAMINAS)

• Bacterecida (TRIAZINA) 29


Base Sintética

Estes fluidos são classificados em duas categorias:

 Emulsões água/óleo propriamente dita, nas quais o teor de água é inferior a
10%.

Formulação Básica - Emulsões água/óleo

•Óleo diesel (95 – 98%);

• Água (2 – 5%);

• Asfalto aerado, argila organofílica, negro de fumo, (agentes de controle do filtrado e
da viscosidade);

• Agentes emulsificantes, estabilizantes e doadores de peso (CaCO3, BaSO4, galena).
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Base Sintética - Emulsões água/óleo

Vantagens

• Ótimo desempenho nos poços de alta temperatura e alta pressão;

• Não danifica as formações produtoras;

• Não reage com os folhelhos argilosos e plásticos;

• Inibe as formações de halita, carnalita, silvita, etc;

• Ideal para perfuração de poços direcionais;

• Inibe a corrosão;

• Prolonga a vida das brocas.
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Base Sintética - Emulsões água/óleo

Desvantagens

• Alto custo inicial;

• Poluição (uso de alguns óleos vegetais e sintéticos, têm reduzido o potencial
poluidor);

• Risco de incêndio;

• Dificuldade de reconhecimento dos cascalhos nas zonas produtoras;

• Menor número de perfis que podem ser corridos no poço.

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Base Sintética

 Emulsões inversas, nestas lamas o teor de água varia de 10 à 45%.

Vantagens

São as mesmas das lamas de base óleo, com algumas vantagens adicionais:
- Menor custo
- Menor risco de incêndio
- Tratamento na superfície mais fácil

Estas vantagens tornam o uso destes fluídos mais diversificado, sendo inclusive
usado como fluido de completação.

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Base Sintética

Formulação Básica - Emulsões inversas

• Óleo sintético

• Salmoura (NaCl, CaCl2)

• Emulsificantes (Ácidos graxos modificados)

• Alcalinizante (CaO, MgO)

• Modificador reológico (resina)

• Adensante (baritina, hematita)

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Base de Ar ou Gás

Ar comprimido ou gás (N2): é o melhor fluido de perfuração sob o ponto de vista
da taxa de penetração da broca. Nele, é o ar ou o gás que é injetado no poço no lugar
da lama. É ideal para perfuração através de zona de perda de circulação, zonas
produtoras de baixa pressão ou muito sensíveis a danos, formações muito duras,
estáveis ou fissuradas.

Ar comprimido com névoa: consiste em uma mistura de água dispersa no ar. É
utilizado quando são encontradas formações que produzem água em quantidade
suficiente para prejudicar a perfuração com ar.

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Base de Ar ou Gás

Espuma: é um fluido resultante da mistura de ar, água e um agente espumante
(tensoativo – mantém a emulsão). Espumas estão sendo cada vez mais utilizadas
como fluidos de perfuração leves, por terem habilidade para transportar cascalhos e
capacidade de eliminação de perda de circulação e flexibilidade. Com este tipo de
fluido, a água produzida pelo poço é retirada sob a forma de espuma. Neste método o
fluido de perfuração é mantido a pressões mais baixas que a do reservatório, para
diminuir a erosão e conseqüente danificação da formação.

Fluido aerado: Neste tipo de fluido, injeta-se ar, nitrogênio ou gás natural no fluxo do
fluido de perfuração reduzindo a sua densidade. Esta lama é recomendada para a
perfuração de formações que apresentem um elevado índice de perda de lama, uma
vez que reduz a densidade do fluido de perfuração.

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Hidratação do folhelho. Inchamento.

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Inchamento da formação.

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“O fluido de perfuração é como o sangue: flui, transporta,
cicatriza, transmite força, estabiliza as pressões internas,
enfim, perpassa todas as etapas da sondagem como se fosse
a extensão viva do ato de perfurar.”

Eugênio Pereira
Geológo

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