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.
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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).
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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).
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).
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.
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 .
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.
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).
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).
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.
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.
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.