| s-101
| Para diminuir a viscosidade utilizam-se aditivos que se adsorvem às partículas de bentonita, equilibrando as valências livres. |
| s-102
| A reologia será discutida com maiores detalhes posteriormente neste mesmo trabalho. |
| s-103
| A força gel é um parâmetro também de natureza reológica que indica o grau de gelificação devido à interação elétrica entre partículas dispersas. |
| s-104
| A força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em fluxo, e a força gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica certo tempo em repouso. |
| s-105
| A diferença entre elas indica o grau de tixotropia do fluido (Thomas, 2001). |
| s-106
| Fluidos ditos tixotrópicos adquirem um estado semirrígido quando estão em repouso e voltam a adquirir estado de fluidez quando estão novamente em movimento. |
| s-107
| Filtrado |
| s-108
| Devido ao diferencial positivo de pressão no sentido poço-formação, o fluido de perfuração apresenta, em frente a zonas permeáveis, um influxo da fase líquida para a formação, chamado filtrado. |
| s-109
| O filtrado tem alguns efeitos adversos na perfuração e por isso deve ser controlado (Lima, 2002). |
| s-110
| Os aditivos controladores de filtrado mais comumente utilizados são amidos e polímeros derivados da celulose (para fluidos de base água) e lignitos amínicos ou calcita (para fluidos de base óleo) (Lima, 2002). |
| s-111
| Teor de sólidos |
| s-112
| O valor do teor de sólidos deve ser mantido o menor possível, pois um valor alto pode causar diversos problemas, dentre os quais: aumento da densidade, viscosidade e força gel, proporcionando maior desgaste dos equipamentos do sistema, maior pressão de fundo (podendo causar fratura nas rochas de subsuperfície), maior pressão de bombeio (os equipamentos são mais caros), prisão da coluna de perfuração e menor taxa de penetração (Thomas, 2001). |
| s-113
| Concentração hidrogeniônica (pH) |
| s-114
| O pH é usado para expressar a concentração dos íons de hidrogênio numa solução aquosa. |
| s-115
| O pH dos fluidos de perfuração é geralmente mantido no intervalo alcalino baixo (7 < pH < 10) para reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas (Thomas, 2001). |
| s-116
| Teor de cloreto ou salinidade |
| s-117
| O teste de salinidade de um fluido é, também, uma análise volumétrica de precipitação feita por titulação dos íons cloreto. |
| s-118
| Os resultados de salinidade são usados, principalmente, para identificar o teor salino da água de preparo do fluido, controlar a salinidade de fluidos inibidos com sal, identificar influxos de água salgada e a perfuração de uma rocha ou domo salino (Thomas, 2001). |
| s-119
| Teor de bentonita ou de sólidos ativos |
| s-120
| O teor de bentonita dá uma indicação quantitativa de sólidos ativos (argila) no fluido de perfuração. |
| s-121
| O teste é importante para identificar as características coloidais do sistema. |
| s-122
| O teste consiste em titular uma amostra de capacidade adsortiva das argilas (Lima, 2002). |
| s-123
| Alcalinidade |
| s-124
| O termo alcalinidade indica a habilidade de uma solução em reagir com um ácido. |
| s-125
| Nas sondas , são determinados três tipos de alcalinidades ( Lima , 2002 ) : • Alcalinidade parcial do filtrado ( Pf ) ; 2.2.3 . Classificação dos fluidos de perfuração |
| s-126
| A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composição. |
| s-127
| Embora ocorram divergências, o principal critério baseia-se no constituinte principal da fase contínua ou dispersante. |
| s-128
| Neste critério, os fluidos são classificados em fluidos de base água, fluidos de base óleo e fluidos de base ar ou gás (Thomas, 2001). |
| s-129
| Uma nova geração de fluidos está sendo desenvolvida, sendo esta formulada com fluidos de base sintética. |
| s-130
| Os produtos químicos utilizados nesses tipos de fluidos incluem ésteres, éteres, polialfaolefinas, glicóis, glicerinas e glicosídeos (Caenn & Chillingar, 1996). |
| s-131
| A natureza da fase dispersante 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 (Thomas, 2001). |
| s-132
| A seleção do fluido de perfuração envolve a análise de vários fatores como: tipos de formações a serem perfuradas; limites de temperatura, resistência, permeabilidade e pressão dos poros da formação; fluidos contidos nestas formações; qualidade da água disponível; produtos químicos que irão compor o fluido; equipamentos e técnicas a serem utilizadas; e considerações ambientais e ecológicas. |
| s-133
| No entanto, em muitos casos, a composição do fluido de perfuração que proporciona o menor custo de perfuração em uma área deve ser determinada por tentativa e erro (Bourgoyne et al., 1986). |
| s-134
| A economicidade desempenha um papel maior na seleção da água do que no tipo de fluido. |
| s-135
| Embora os fluidos de base óleo tenham propriedades únicas que são difíceis de conseguir com os fluidos de base água, o seu uso possui algumas dificuldades como: alto custo (o fluido base é normalmente muito mais caro do que a água), tratamento especial (na medida em que fluidos de base óleo são mais caros, um esforço maior deve ser feito para minimizar a perda desnecessária) e preocupações ambientais (o diesel é tóxico para diversos organismos) (Caenn & Chillingar, 1996). |
| s-136
| Por motivos de segurança, a temperatura do fluido de base óleo deve ser monitorada continuamente. |
| s-137
| Vapor de óleo, que pode acumular acima da superfície do óleo, pode ser facilmente inflamável, representando um perigo extremo de incêndio (Chilingarian & Vorabutr, 1983). |
| s-138
| Os fluidos de base sintética surgiram da necessidade de se obter as vantagens dos fluidos de base óleo, porém, com as características de manuseio e eliminação dos fluidos de base água, ou seja, menos tóxicos, mais biodegradáveis e menos danosos ao meio ambiente. |
| s-139
| Entretanto, todos esses produtos sintéticos são muito caros se comparados com óleo diesel ou mineral, restringindo o seu uso somente a perfurações offshore ambientalmente sensíveis (Caenn & Chillingar, 1996). |
| s-140
| 2.3. Fluidos drill-in |
| s-141
| Nos últimos anos percebemos o crescimento contínuo na perfuração de poços horizontais. |
| s-142
| Os avanços em tecnologia de perfuração horizontal permitiram que formações produtoras, antes tidas como inviáveis economicamente, pudessem ser explotadas. |
| s-143
| Embora o custo de um poço horizontal possa ser de duas a três vezes o de um poço vertical, a produção pode ser melhorada muitas vezes, tornando o processo bastante atrativo. |
| s-144
| Apesar disso , perfurar a zona produtora, em geral, demanda uma completação do tipo aberta, surgindo aí um maior interesse no desenvolvimento e implementação de fluidos drill-in (Gallino et al., 2001). |
| s-145
| Os fluidos de perfuração convencionais podem causar sérios danos aos reservatórios produtores. |
| s-146
| Durante a perfuração, o fluido de perfuração invade a formação devido ao diferencial de pressão positivo entre o poço e a rocha reservatório. |
| s-147
| Porções da fase líquida do fluido de 12 perfuração são perdidas para a formação adjacente, enquanto partículas sólidas menores que os poros, que estavam em suspensão no fluido, também tendem a invadir e tamponar as gargantas de poro, reduzindo as permeabilidades ao gás e ao óleo e, portanto, danificando a região ao redor do poço (conhecido como dano de formação). |
| s-148
| As partículas maiores se acumulam na parede do poço, iniciando a formação de reboco externo (Martins et al., 2005). |
| s-149
| Os fluidos drill-in são especialmente formulados para minimizar o dano de formação e, desta maneira, preservar o potencial de produtividade do poço (Soto, 2008). |
| s-150
| Segundo Gallino et al., 2001, um fluido drill-in é um fluido com menor poder de dano, que pode ser utilizado na perfuração através de formações produtoras, especialmente quando longas seções horizontais devem ser perfuradas. |
| s-151
| As características deste tipo de fluido são definidas a fim de atender os requisitos tanto de perfuração quanto de completação. |
| s-152
| Para que os requisitos de completação sejam atendidos, a invasão de sólidos e de filtrado devem ser reduzidas drasticamente. |
| s-153
| Geralmente este objetivo é alcançado selecionando de forma adequada os sólidos suspensos no fluido, de modo que eles se depositem nas paredes do poço, formando rapidamente um reboco bem fino e impermeável, pelo qual atravesse somente uma pequena parcela de filtrado não-danoso (Gallino et al., 2001). |
| s-154
| Na Figura 2.2 tem-se o escoamento de um fluido de perfuração em um poço horizontal com a presença ou não de reboco. |
| s-155
| Observa-se que, quando o reboco é formado, o fluido invade menos a formação quando comparado com o poço sem a presença do reboco. |
| s-156
| Sendo assim, os aditivos do fluido drill-in devem ser escolhidos sob diferentes critérios: ter tamanho suficiente para não invadir a formação e formar um reboco efetivo para prevenir a invasão de sólidos e de filtrado, minimizando a profundidade do dano. |
| s-157
| A escolha do agente obturante é de fundamental importância, pois, se o agente não formar um reboco com características de impermeabilização desejáveis durante a fase de perfuração, a remoção do mesmo passa a ser problemática quando da colocação do poço em produção (Queiroz Neto, 2006). |
| s-158
| 2.3.1. Características |
| s-159
| O filtrado deve ser formulado para prevenir hidratação e migração de argilas encontradas na zona produtora , evitando entupimento dos poros da formação ; • |
| s-160
| O filtrado deve ser compatível com os fluidos da formação ; • O fluido e o filtrado não devem alterar a molhabilidade da formação ; • O fluido deve ser compatível com os equipamentos e processos da completação . |
| s-161
| 2.3.2. |
| s-162
| Funções |
| s-163
| As principais funções de um fluido drill-in são ( Soto , 2008 ) : • Maximizar o potencial de produtividade do poço ; • Oferecer um controle eficaz das perdas de filtrado para a formação ; • Proporcionar excelentes propriedades de limpeza , lubrificação e inibição durante a perfuração do poço . |
| s-164
| 2.3.3. Influência da presença de partículas |
| s-165
| Durante o processo de perfuração, vários diâmetros de broca são usados. |
| s-166
| Em geral, os sólidos naturais gerados durante a perfuração encontrados na subsuperfície têm densidade entre 1,5 e 3,0 (g/cm³). |
| s-167
| Portanto, quando a velocidade de escoamento do fluido for limitada pela vazão da bomba, é necessário viscosificar o fluido. |
| s-168
| Nos fluidos de perfuração de base água, esse aumento da viscosidade é feito com a adição de bentonita (argila), incorporação de sólidos da formação ao fluido, adição de floculantes ou polímeros (Machado, 2002). |
| s-169
| Os sólidos no fluido são classificados em ativos ou inertes. |
| s-170
| Os sólidos inertes, com exceção da baritina que é usada para aumentar a densidade, são indesejáveis. |
| s-171
| Eles aumentam a perda de carga por atrito no sistema, mas não aumentam a capacidade de carreamento dos fragmentos de rocha à superfície. |
| s-172
| O reboco formado por esses sólidos é grosso e permeável ao invés de fino e relativamente impermeável (Bourgoyne et al., 1986). |
| s-173
| Os sólidos do fluido são controlados primeiramente pela remoção dos sólidos inertes, diluição, e adição de bentonita caso seja necessário manter os sólidos ativos em uma concentração apropriada. |
| s-174
| Entretanto, depois de aplicados os métodos de controle de sólidos, uma ou outra propriedade do fluido como pH, viscosidade e controle de filtrado podem estar com um valor indesejado e aditivos químicos são necessários para o ajuste (Bourgoyne et al., 1986). |
| s-175
| A composição do fluido de perfuração depende das exigências particulares de cada tipo de perfuração. |
| s-176
| Para algumas perfurações simples e pouco profundas basta uma água barrenta, isto é, qualquer argila dispersa (em baixa concentração é a adequada). |
| s-177
| Entretanto, o poço pode passar 15 por diferentes tipos de formações e é natural supor que vários aperfeiçoamentos do fluido sejam necessários para compensar as diferentes condições encontradas à medida que o poço se aprofunda (Santos, 1975). |
| s-178
| Em algumas áreas basta começar com água e, à medida que a perfuração avança, as argilas e os folhelhos extraídos do solo são dispersos na água resultando em um fluido razoavelmente bom. |
| s-179
| Em outras áreas podem ser encontrados calcários, areias e folhelhos, que não formam um fluido e, nesses casos, será necessário adicionar uma argila que servirá: primeiro, para dar consistência ou viscosidade ao fluido e, segundo, para conferir boas propriedades de filtração (Santos, 1975). |
| s-180
| Argilas com capacidade de se hidratar instantaneamente na presença de água são muitas vezes adicionadas na superfície. |
| s-181
| O aumento da viscosidade permite ao fluido de perfuração ter a capacidade de carrear os sólidos de rocha para a superfície, especialmente em poços de maior diâmetro onde a velocidade anular desenvolvida pela bomba é relativamente baixa (Bourgoyne et al., 1986). |
| s-182
| Na Figura 2.3 tem-se a ilustração do processo de hidratação de uma partícula de argila. |
| s-183
| Percebe-se que com a absorção de água, a partícula de argila incha, aumentando o seu tamanho. |
| s-184
| A presença de argilas hidratáveis na água possui tanto efeitos desejáveis como indesejáveis. |
| s-185
| Quando a quantidade de argila no fluido de perfuração aumenta, ocorre redução na taxa de perfuração e aumento na perda de carga por atrito. |
| s-186
| No caso de perfurações de poços com pequenos diâmetros e em formações duras, esses efeitos indesejáveis podem ser mais determinantes que os desejáveis (Bourgoyne et al., 1986). |
| s-187
| Argilas comerciais usadas nos fluidos de perfuração são diferenciadas de acordo com sua capacidade de aumentar a viscosidade da água. |
| s-188
| A argila comercial mais comumente utilizada em 16 fluidos de perfuração é a bentonita, porém a salinidade da água afeta substancialmente a habilidade dela hidratar-se . |
| s-189
| Nesse caso, uma argila mineral chamada atapulgita pode ser utilizada. |
| s-190
| Em casos de alta temperatura, a argila mineral sepiolita é mais indicada para substituí-la (Bourgoyne et al., 1986). |
| s-191
| Neste trabalho foi utilizada a bentonita. |
| s-192
| Bentonita |
| s-193
| A bentonita é um tipo de argila plástica e coloidal, constituída essencialmente pelo argilomineral montmorilonita pertencente ao grupo das esmectitas independentemente de sua origem ou ocorrência (Tonnesen et al., 2010). |
| s-194
| Segundo Alderman, 1988, os fluidos de perfuração devem ser capazes de manter os detritos em suspensão, bem como possuir baixa viscosidade para que o bombeamento seja eficiente, e acrescenta que essas funções são mais facilmente alcançadas com o uso de dispersões de bentonita. |
| s-195
| Ainda segundo este autor, experiências em perfurações nos países maiores produtores de petróleo têm mostrado que a matéria prima mais importante no preparo de fluidos de perfuração é a bentonita, em virtude de suas excelentes propriedades coloidais e tixotrópicas. |
| s-196
| Segundo Darley & Gray, 1988, a bentonita é a argila comercial mais utilizada em fluidos à base de água doce. |
| s-197
| A quantidade de argila adicionada ao fluido varia de acordo com a formação a ser perfurada. |
| s-198
| Na Tabela 2.1 tem-se a quantidade aproximada de bentonita para diferentes condições de perfuração. |
| s-199
| Segundo Grim & Güven, 1978, as propriedades da bentonita estão subordinadas ao fato de elas serem compostas por esmectitas, e as propriedades da esmectita, por sua vez, estão subordinadas pela sua composição química, estrutura atômica e morfologia. |
| s-200
| A montmorilonita é constituída por duas folhas de silicato tetraédricas, com uma folha central octaédrica, unidas entre si por oxigênios comuns às folhas. |