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| 1. - INTRODUÇÃO |
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| O dano de formação é uma perda de carga localizada nas proximidades do poço que reduz a produtividade do mesmo. |
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| Este pode ser causado por fatores mecânicos, bem como quaisquer outras anomalias do meio poroso que se traduzam em redução da permeabilidade ao redor do poço. |
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| Os fluidos de perfuração são empregados para auxiliar o processo de perfuração de poços e para isso desempenham uma série de funções. |
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| A escolha do fluido de perfuração e a análise de sua interação com o sistema reservatório possibilita avaliar de forma preventiva a redução da permeabilidade, a fim de se obter uma maior restauração da produtividade do poço quando este for colocado em produção. |
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| Os fluidos podem ser classificados em quatro categorias diferentes: base água, óleo, ar e sintéticos, sendo cada um deles utilizado para um tipo específico de perfuração. |
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| Dentre os fluidos disponíveis atualmente, podem-se destacar os fluidos à base de água (fase contínua) e argila (fase dispersa). |
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| Esses fluidos vêm sendo utilizados há mais de uma centena de anos (Darley & Gray, 1988) e são amplamente empregados na indústria de extração de petróleo, tanto em perfurações terrestres (onshore) quanto marítimas (offshore) e são considerados fluidos ambientalmente seguros (Amorim, 2003). |
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| Atualmente, a bentonita sódica é a argila comercial mais utilizada em fluidos de perfuração (Amorim, 2003). |
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| Ela age como viscosificante e agente tixotrópico, propriedades necessárias para que estes fluidos desempenhem as funções que lhes são requeridas. |
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| As poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas (PHPA) e a Goma Xantana (GX) estão entre os polímeros mais utilizados na indústria do petróleo (Taylor & Nasr-el-din, 1998, apud Lima, 2010) e por isso foram escolhidas para serem utilizadas neste trabalho. |
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| Nas atividades petrolíferas, os fluidos de perfuração têm importância fundamental. |
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| A partir do momento em que o fluido tem contado direto com a zona produtora (pay-zone), a interação entre este fluido e a rocha produtora é de total interesse para as operadoras. |
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| Qualquer alteração na zona produtora, tal como permeabilidade ou porosidade, pode ocasionar severos danos à formação, levando à redução da produtividade do poço e consequentemente do lucro. |
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| Nos últimos anos, tem sido crescente o uso de poços inclinados e horizontais. |
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| Um dos principais objetivos quando se utiliza um poço horizontal é aumentar o índice de produtividade do mesmo, quando comparado ao de um poço vertical (Rosa et al., 2006). |
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| Esse aumento de produtividade deve-se à maior área contatada de reservatório. |
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| Em particular, este tipo de poço geralmente tem por característica a completação a poço aberto, onde a zona produtora está em contato direto com o fluido de completação. |
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| Além disso , devido ao maior tempo necessário para sua perfuração, a invasão de fluido em um poço horizontal tende a ser mais acentuada, provocando neste caso um dano mais severo do que ocorreria em um poço vertical (Rosa et al., 2006). |
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| Para que o fluido de perfuração exerça as funções requeridas, é necessário que este possua certas características, dentre elas, a capacidade de evitar o dano à formação causado pela invasão de sólidos e filtrado. |
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| Para isto, é necessário que se tenha controle tanto sobre a viscosidade quanto sobre a densidade do fluido. |
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| Durante a perfuração, sólidos originados da quebra da rocha pela broca são incorporados ao fluido. |
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| Estes fragmentos de rocha podem ter características benéficas (sólidos ativos) ou não (sólidos inertes). |
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| Os sólidos inertes podem trazer grandes problemas para a perfuração, pois, além de não viscosificar (fluidos menos viscosos tendem a invadir mais a formação), são mais densos que o fluido, aumentando assim a pressão hidrostática sobre a formação, possibilitando uma maior invasão de fluido na formação. |
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| Os sólidos inertes são retirados na superfície, e, caso os sólidos ativos da formação incorporados ao fluido não satisfaçam os valores de densidade e/ou viscosidade adequados, dilui-se o fluido (quando a viscosidade estiver acima da desejada) ou adiciona-se , na superfície, argilas com características viscosificantes (quando a viscosidade estiver abaixo da desejada), entre elas, a bentonita. |
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| Neste sentido, faz-se necessário um maior conhecimento sobre os efeitos dessa argila adicionada e/ou incorporada ao fluido de perfuração e seu respectivo dano à formação. |
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| Apesar das incertezas observadas no cenário econômico atual, a demanda por óleo e gás tenderá a crescer, sem a contrapartida de fontes de energia alternativa no médio prazo. |
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| A necessidade de se otimizar a perfuração em zonas produtoras, obtendo assim uma melhor eficiência na explotação de petróleo fomenta investimentos em tecnologia de fluidos de perfuração. |
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| Este trabalho pode contribuir para esta melhor eficiência na explotação de petróleo a partir do estudo da minimização do dano de formação e da maximização da remoção do mesmo com o início da produção. |
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| 1.3. |
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| Objetivos |
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| 1.4. |
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| Escopo |
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| O estudo é focado na preparação de fluidos de perfuração de base água e posterior avaliação reológica dos mesmos. |
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| A partir disso , estes são injetados em amostras de arenito, onde são avaliados os efeitos do tipo de polímero e da concentração de argila no dano à formação. |
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| Após a simulação da invasão, a amostra é submetida ao fluxo reverso de óleo com vistas à análise da remoção do dano e restauração da produtividade do poço. |
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| Os fluidos de perfuração foram preparados com água destilada, polímero, sal e argila. |
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| Os polímeros utilizados foram a Goma Xantana (GX), na concentração de 3,0 lb/bbl (8,6 g/l ou 8600ppm), e a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (PHPA), na concentração de 3,5 lb/bbl 3 (10g/l ou 10000 ppm). |
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| O sal utilizado foi o iodeto de sódio (NaI) na concentração de 150000 ppm. |
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| Foi utilizado o NaI devido à possibilidade de se monitorar a distribuição de fluidos na amostra por meio de varredura de Raios-X. |
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| Todavia este procedimento não foi aplicado. |
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| A bentonita foi escolhida para representar o efeito da incorporação e/ou adição da argila no fluido de perfuração durante o processo de perfuração. |
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| Sua influência foi avaliada nas seguintes concentrações 2,5%; 2,0%; 1,5% e 0,0% em massa. |
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| Os testes de invasão e fluxo reverso foram realizados a um diferencial de pressão manométrica constante de 20 psi (~ 138 kPa). |
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| Foram utilizadas amostras de arenito |
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| 1.5. Organização do manuscrito |
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| O trabalho desenvolvido é apresentado em cinco capítulos. |
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| No Capítulo 2 são apresentados a revisão da literatura e os conceitos básicos envolvidos na perfuração de reservatórios. |
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| É dada uma visão geral sobre fluidos de perfuração, quanto aos tipos e funções. |
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| Um estudo sobre os modelos reológicos é apresentado, assim como conceitos sobre polímeros, argilas e dano de formação. |
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| O Capítulo 3 apresenta a metodologia utilizada no desenvolvimento do trabalho. |
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| Os aditivos utilizados e os equipamentos são apresentados. |
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| Os processos de escolha e caracterização das amostras, preparação e caracterização dos fluidos são detalhadamente descritos. |
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| Além disso , são apresentados, também, o aparato experimental e o protocolo de testes utilizado. |
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| No Capítulo 4 são apresentados os resultados obtidos tanto para a PHPA quanto para a GX, e são feitas algumas comparações e considerações para melhor compreensão sobre a influência tanto da concentração de argila como do tipo de polímero. |
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| O Capítulo 5 sumariza as conclusões do trabalho, e, além disso , sugestões e recomendações para pesquisas futuras são apresentadas. |
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| 2. - REVISÃO BIBLIOGRÁFICA |
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| O petróleo encontra-se na natureza ocupando os vazios de uma rocha porosa chamada rocha reservatório. |
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| O poço de petróleo é o elo entre esta rocha e a superfície. |
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| Segundo Lima, 2002, os poços de petróleo podem ser classificados quanto à finalidade, profundidade final e percurso. |
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| Quanto à finalidade, os poços são divididos em: exploratórios, explotatórios e especiais. |
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| Quanto à profundidade final, os poços são classificados em: rasos, médios e profundos. |
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| Quanto ao percurso, os poços são classificados em: verticais ou direcionais, incluindo neste último, os horizontais. |
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| Neste capítulo são apresentados os conceitos básicos envolvidos na perfuração de reservatórios, bem como uma visão geral sobre fluidos de perfuração, polímeros, argilas e dano de formação. |
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| Existem basicamente dois métodos de perfuração de um poço de petróleo: o percussivo e o rotativo, porém quase toda perfuração de poços no mundo utiliza o método rotativo (Lima, 2002). |
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| Neste método, uma broca fragmenta a rocha quando comprimida e girada sobre ela. |
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| O peso da broca é aplicado através de tubos pesados chamados comandos, colocados logo acima da broca. |
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| Os cascalhos são levados até a superfície por um fluido, o fluido de perfuração, que é bombeado por dentro da coluna de perfuração e retorna pelo espaço anular existente entre o poço perfurado e a coluna de perfuração. |
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| A perfuração é fortemente facilitada pela eficácia na limpeza do fundo do poço, ou seja, a retirada imediata dos cascalhos gerados pela broca através do fluido de perfuração. |
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| Neste sentido, o peso específico e a viscosidade devem ser constantemente avaliados de modo a evitar que o cascalho fique retido no fundo do poço. |
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| Na Figura 2.1 tem-se o sistema de circulação de um fluido de perfuração. |
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| Os fluidos de perfuração são armazenados em tanques e bombeados através de bombas. |
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| Saindo da bomba, 5 deslocam-se por tubulações até entrar na coluna de perfuração saindo pela broca e retornando à superfície pelo anular. |
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| Já na superfície, o fluido de perfuração é tratado para poder ser injetado novamente. |
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| Sistema de circulação de fluidos de perfuração (Mansano, 2004) |
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| 2.2. Fluidos de perfuração |
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| Fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes, até gases. |
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| O American Petroleum Institute - API define fluido de perfuração como um fluido de circulação utilizado em perfurações rotativas para desempenhar as funções requeridas durante a operação de perfuração. |
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| A partir desta definição, é impossível a perfuração rotativa sem um fluido de circulação, o que o torna um dos elementos mais importantes na operação de perfuração (Lummus & Azar, 1986). |
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| Para perfurações simples e pouco profundas, um fluido constituído de água e argila em baixa concentração é adequado. |
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| 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, 2006, apud Barbosa et al., 2007). |
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| 2.2.1. Funções dos fluidos de perfuração |
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| Embora todos os fluidos de perfuração tenham as mesmas funções na perfuração rotativa, as suas propriedades podem ser alteradas quando se julgar necessário, procurando melhorar a velocidade de perfuração, a segurança e a completação satisfatória do poço. |
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| É claro que estas funções devem ser realizadas sem causar qualquer risco aos trabalhadores. |
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| Para que os fluidos de perfuração desenvolvam as funções citadas acima é necessário que eles apresentem algumas características ( Thomas , 2001 ) , entre elas : • Ser bombeável ; • Não reagir com as formações atravessadas ; • Apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão ; • Apresentar massa específica suficiente para evitar influxos indesejados para dentro do poço . |
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| 2.2.2. Propriedades de controle do fluido de perfuração |
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| As propriedades de controle dos fluidos de perfuração são divididas em físicas e químicas. |
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| As propriedades físicas mais importantes a serem testadas na sonda são: a massa específica, os parâmetros reológicos, as forças géis (inicial e final), o filtrado e o teor de sólidos. |
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| As propriedades químicas determinadas com maior frequência nos laboratórios das sondas são o pH (concentração hidrogeniônica), os teores de cloreto e bentonita e a alcalinidade (Lima, 2002). |
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| É definida como massa de fluido por unidade de volume. |
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| A massa específica é um parâmetro importante para impedir a ocorrência de influxo indesejado de fluidos para dentro do poço. |
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| O seu valor deve estar dentro de certo intervalo sendo o menor valor determinado pela pressão de poro esperada (pressão atuante no fluido no espaço poroso), e o maior valor determinado pela pressão de fratura da formação exposta (pressão que causa o rompimento da rocha) (Thomas, 2001). |
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| Parâmetros reológicos |
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| Os parâmetros reológicos influem diretamente no cálculo da perda de carga na tubulação e na velocidade de carreamento dos cascalhos. |
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| A reologia de um fluido está relacionada com o seu comportamento viscoso quando em repouso e em movimento. |
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| O fluido de perfuração deve apresentar um comportamento bastante peculiar, quando o fluido estiver em movimento, é interessante que ele apresente a menor resistência possível ao escoamento (menos viscoso), para que se exija menos das bombas, porém, quando o fluido estiver parado, é interessante que ele apresente a maior resistência possível ao escoamento (mais viscoso), para que os cascalhos que ele carreia permaneçam em suspensão e não se depositem sobre a broca e ao redor da coluna de perfuração. |
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| Este comportamento viscoso interfere, também, no processo de invasão do fluido através do meio poroso. |
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| Quando o fluido está em movimento, uma menor resistência ao escoamento faz com que o fluido percorra preferencialmente o espaço anular entre as paredes do poço e a coluna de perfuração, invadindo menos a formação. |
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| Já, quando o fluido está em repouso, uma maior resistência ao fluxo, obtida com a viscosificação do fluido, faz com que este tenha maior dificuldade em invadir o meio poroso, danificando menos a região ao redor do poço. |
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| Para aumentar a viscosidade de um fluido de perfuração de base água usa-se bentonita (argila montmorilonítica) ou polímeros orgânicos. |