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| CAPÍTULO I |
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| INTRODUÇÃO |
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| Um grande problema que pode ocorrer durante a perfuração de poços de petróleo é o enceramento da broca (bit balling). |
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| Esse fenômeno é proveniente da grande afinidade que certas argilas, quando hidratadas, apresentam pelo metal da broca. |
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| Alguns folhelhos, na presença de água, aderem à superfície do metal formando uma camada espessa (enceramento) que interfere no desempenho da broca. |
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| Os folhelhos constituem, em média, 75% das formações perfuradas (OSISANYA, 1996), sendo importante notar que não são todos os tipos de folhelhos que provocam o fenômeno mencionado acima. |
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| A indústria de petróleo tem feito investimentos pesados em formulações de novos fluidos de perfuração que contornem os problemas relacionados à perfuração de folhelhos. |
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| Dentre os inúmeros problemas, está o enceramento de broca (bit balling). |
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| Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes até gases (THOMAS, 2001). |
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| Tais fluidos atuam no auxílio à penetração e no resfriamento da broca, e na remoção dos cascalhos gerados durante a perfuração, entre outras atuações. |
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| Os fluidos de perfuração são tradicionalmente classificados, de acordo com o seu constituinte principal, em fluidos à base de gás, fluidos de base orgânica e fluidos de base aquosa. |
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| Inicialmente, os fluidos de base orgânica eram constituídos de óleos minerais, mas devido à pressões ambientais estes óleos vem sendo substituídos por compostos orgânicos sintéticos. |
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| Esse tipo de fluido é aplicado em situações mais severas de perfuração. |
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| Os fluidos à base de água são os utilizados na maioria das perfurações em todo o mundo, sendo considerados ecologicamente mais seguros (AMORIM, 2005). |
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| Nas décadas de 70 e 80, eram usados, predominantemente, os fluidos a base de óleo, já que este sistema apresentava melhor desempenho a temperaturas mais elevadas e uma excelente lubricidade. |
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| No entanto, a alta toxidade, e a não biodegradabilidade em conjunto com as crescentes novas leis ambientais, têm tornado o uso destes fluidos restrito à situações especiais (CAENN, 1996). |
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| O início da década de 90 foi marcado pelo grande interesse em se desenvolver fluidos a base de água, que fossem menos agressivos ao meio ambiente. |
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| Daí surgiu a necessidade de se desenvolver inibidores da reatividade natural dos folhelhos, emulsificantes, lubrificantes e inibidores para o enceramento de broca (bit balling). |
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| Entretanto, o enceramento de broca ainda é pouco estudado e consequentemente, existem poucos trabalhos disponíveis na literatura sobre o assunto. |
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| Não existe ainda um modelo que contribua para uma melhor compreensão dos mecanismos relacionados com este fenômeno. |
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| O objetivo deste trabalho foi desenvolver um ensaio capaz de identificar e caracterizar a ocorrência desse fenômeno. |
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| Objetivou-se também estabelecer correlações entre as propriedades químicas e mineralógicas das argilas, e a capacidade destas de promoverem o enceramento de broca. |
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| Também foi estudado o efeito de diversos inibidores de reatividade de folhelhos que apresentam afinidade pelo metal. |
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| CAPÍTULO II |
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| REVISÃO DA LITERATURA |
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| II.1-INTRODUÇÃO |
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| Neste capítulo é apresentada uma revisão da literatura sobre o desenvolvimento de novos fluidos de perfuração para poços de petróleo. |
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| É apresentada também uma revisão que descreve as estruturas e propriedades dos argilominerais e suas interações com diferentes polímeros. |
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| Também são descritos os mecanismos de inibição de folhelhos propostos pela literatura para diferentes sistemas poliméricos. |
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| II.2-FLUIDOS DE PERFURAÇÃO PARA POÇOS DE PETRÓLEO |
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| II.2.1-Aspectos Gerais |
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| A lama para perfuração de poços de petróleo foi usada pela primeira vez nos Estados Unidos em 1883, porém, só a partir do sucesso alcançado por Lucas, em 1901, no Texas, é que os técnicos em perfuração dirigiram suas atenções para as vantagens do uso da lama nas sondas do tipo rotativo (SANTOS, 1992). |
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| Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes, até gases. |
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| Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma perfuração rápida e segura. |
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| Assim é desejável que o fluido apresente as seguintes características : ser estável quimicamente ; estabilizar as paredes do poço , mecânica e quimicamente ; facilitar a separação dos cascalhos na superfície ; manter os sólidos em suspensão durante a interrupção da perfuração ; não provocar danos às rochas produtoras ; apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais sistemas de circulação ; facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço ; apresentar custo compatível com a operação . |
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| Os fluidos de perfuração possuem , basicamente , as seguintes funções ( também representadas na figura II.1 ) : limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transporta- los até a superfície ; exercer pressão hidrostática sobre as formações , de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis como água e gás ( kick ) e estabilizar as paredes do poço ; resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca . |
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| O fluido circula num sistema fechado durante o processo, onde é bombeado pelo interior da coluna de perfuração, passando pela broca e retornando à superfície pelas laterais do poço. |
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| O condicionamento ou tratamento do fluido de perfuração (Figura II.2) consiste na eliminação de sólidos ou gás que se incorporam a ele durante a perfuração e, quando necessário, na adição de produtos químicos para ajustes de suas propriedades. |
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| O primeiro equipamento é a peneira vibratória, que tem a função de separar os sólidos mais grosseiros do fluido de perfuração, tais como cascalhos e grãos maiores que areia. |
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| Em seguida, o fluido passa por um conjunto de dois a quatro hidrociclones de 8” a 20” conhecidos como desareiadores, que são responsáveis por retirar a areia do fluido. |
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| Parte deste material é descartado e parte retorna ao fluido, reduzindo os gastos com aditivos. |
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| Algumas sondas utilizam ainda uma centrífuga, que retira partículas ainda menores que não tenham sido descartadas pelos hidrociclones. |
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| O fluido retorna então para os tanques de armazenamento onde, em geral, é feita uma correção em sua formulação, principalmente quando tiver ocorrido perda de componentes para a formação. |
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| A seguir, é novamente bombeado para o poço e o ciclo recomeça (JUNIOR, 2005). |
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| A Figura II.3 ilustra o processo. |
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| Figura II.3 – Esquema simplificado do percurso realizado pelo fluido de perfuração. |
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| htm |
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| II.2.2-Classificação |
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| A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composição. |
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| Embora ocorram divergências, o principal critério se baseia no constituinte principal da fase contínua ou dispersante. |
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| Neste critério, os fluidos são classificados em fluidos à base de água, fluidos à base de óleo e fluidos a base de ar ou de gás. |
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| A natureza das fases dispersantes e dispersa, bem como os componentes básicos e as suas quantidades definem não apenas o tipo de fluido, mas também as suas características e propriedades. |
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| a) Fluidos à base de água |
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| A definição de um fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e os aditivos químicos empregados no preparo do fluido. |
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| A proporção entre os componentes básicos e as interações entre eles provoca sensíveis modificações nas propriedades físicas e químicas do fluido. |
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| Consequentemente, a composição é o principal fator a se considerar para o controle das suas propriedades. |
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| principal fator a se considerar para o controle das suas propriedades. |
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| A água é a fase contínua e o principal componente de qualquer fluido à base de água, podendo ser doce, dura ou salgada. |
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| A água doce, por definição, apresenta salinidade inferior a 1,000 ppm de NaCl equivalente. |
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| A água dura tem como características principais a presença de sais de cálcio e de magnésio dissolvidos, em concentrações suficientemente altas para alterar o desempenho dos aditivos químicos. |
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| A água salgada é aquela com salinidade superior a 1.000 ppm de NaCl equivalente e pode ser natural, como a água do mar, ou pode ser salgada com a adição de sais como NaCl, KCl ou CaCl2. |
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| A principal função da água é prover o meio de dispersão para os materiais coloidais. |
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| Estes, principalmente argilas e polímeros, controlam a viscosidade, limite de escoamento, forças géis e filtrado em valores adequados para conferir ao fluido uma capacidade de remoção dos sólidos perfurados a uma boa taxa e capacidade de estabilização das paredes do poço. |
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| Produtos químicos mais específicos, como anticorrosivos, traçadores químicos, antiespumantes, entre outros, também podem estar presentes. |
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| Os fluidos não-inibidos são empregados na perfuração das camadas rochosas superficiais, compostas na maioria das vezes de sedimentos não-consolidados. |
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| Esta etapa termina com a descida do revestimento de superfície. |
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| Como essas rochas superficiais são praticamente inertes ao contato com a água doce, o tratamento químico dispensado ao fluido durante esta fase, não é muito intenso. |
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| Os fluidos inibidos são programados para perfurar rochas de elevado grau de reatividade na presença de água doce. |
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| Uma rocha é dita ativa quando interage quimicamente com a água, tornando-se plástica, expansível, dispersível ou até mesmo solúvel. |
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| Nos fluidos inibidos são adicionados produtos químicos, tais como eletrólitos e/ou polímeros, que tem a propriedade de retardar ou diminuir estes efeitos. |
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| Esses aditivos são conhecidos como inibidores. |
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| Os inibidores físicos são adsorvidos sobre a superfície dos materiais das rochas e impedem o contato direto com a água. |
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| Outros produtos como a cal, os cloretos de potássio, de sódio e de cálcio, conferem uma inibição química, porque reduzem a atividade química da água e podem reagir com a rocha, alterando-lhe a composição. |
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| Um exemplo típico de inibição é usado quando se perfura uma rocha salina. |
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| A rocha salina tem elevado grau de solubilidade em água doce, entretanto quando se emprega um fluido salgado saturado com NaCl como meio dispersante, a solubilidade fica reduzida. |
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| Os fluidos à base de água com baixo teor de sólidos são usados para aumentar a taxa de penetração da broca, reduzindo o custo total da perfuração. |
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| Já os emulsionados com óleo têm o objetivo principal de reduzir a densidade do sistema para evitar que ocorram perdas de circulação em zonas de baixa pressão de poros ou baixa pressão de fratura. |
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| b) Fluidos à base de óleo |
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| Os fluidos de perfuração são à base de óleo quando a fase contínua ou dispersante é constituída por uma fase orgânica, podendo ser composta de hidrocarbonetos líquidos ou compostos orgânicos sintéticos como os ésteres. |
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| Pequenas gotículas de água o de solução aquosa constituem a fase descontínua desses fluidos. |
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| Estes fluidos podem ser emulsões água/óleo propriamente dita (teor de água < 10%) ou emulsão inversa (teor de água de 10 a 45%). |
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| Devido ao alto custo e grau de poluição, os fluidos à base de óleo são empregados com menor freqüência do que os fluidos a base de água. |
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| Algumas situações recomendam a utilização desses fluidos de baixa densidade, tais como em zonas com perdas de circulação severas e formações produtoras com pressão muito baixa ou com grande susceptibilidade a danos. |
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| Também em formações muito duras como o basalto ou diabásio e em regiões com escassez de água ou regiões glaciais com camadas espessas de gelo. |
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| A perfuração com ar puro utiliza apenas ar comprimido ou nitrogênio como fluido, tendo aplicação limitada a formações que não produzem elevadas quantidades de água, nem contenham hidrocarbonetos. |
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| Esta técnica pode ser aplicada em formações duras, estáveis ou fissuradas, onde o objetivo é aumentar a taxa de penetração (THOMAS, 2001). |
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| II.2.3 – Meio ambiente |
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| O fluido de perfuração que sai do poço chega à superfície com sólidos (cascalhos) agregados. |
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| O fluido é então imediatamente direcionado a um sistema de controle de sólidos (Figura II.3). |
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| Este sistema extrai os sólidos do fluido de perfuração, e naturalmente restará sempre um percentual de fluido agregado ao cascalho. |
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| O tipo (base) do fluido de perfuração utilizado para a perfuração marítima influencia diretamente no comportamento do cascalho após seu descarte para o mar. |
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| Como se observa na figura, neste caso não há tendência para formação de acumulações submarinas sob a forma de pilhas de cascalho. |
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| O Quadro II.1 resume o acima exposto comparando as peculiaridades dos descartes de cascalho provenientes de poços perfurados com fluidos de base aquosa com não aquosa (SCHAFFEL, 2002). |
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| O impacto ambiental dos cascalhos contaminados com lamas à base de petróleo tem resultado em severas restrições à sua utilização em muitas partes do mundo, e também levado ao desenvolvimento de fluidos de perfuração sintéticos, mais compatíveis com o meio ambiente, os quais não somente apresentam um bom desempenho como também são menos tóxicos e, em muitos casos, mais biodegradáveis. |
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| Quadro II.1 - Descarte de cascalho com fluido aquoso x não aquoso. |
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| - Pluma de descarte estreita - Tendência ao acúmulo de cascalho ( dependendo da situação podem se formar pilhas submarinas ) |
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| - Ecotoxicidade para o bentos* |
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| *Em biologia marinha e limnologia, chama-se bentos aos organismos que vivem no substrato, fixos ou não, em contraposição com os pelágicos, que vivem livremente na coluna de água. |
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| Os bentos ou organismos bentônicos são aqueles animais que vivem associados ao solo marinho, como por exemplo os corais (Wikipédia). |
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| II.3 – ENCERAMENTO DE BROCA |