AVALIAÇÃO DOS EFEITOS DA TEMPERATURA E DE ADITIVOS POLIMÉRICOS NAS PROPRIEDADES DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ARGILOSOS

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1 AVALIAÇÃO DOS EFEITOS DA TEMPERATURA E DE ADITIVOS POLIMÉRICOS NAS PROPRIEDADES DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ARGILOSOS Renalle Cristina Alves de Medeiros Nascimento¹, Jeniffer Silva Martins¹, Luciana Viana Amorim ¹ ¹ Universidade Federal de Campina Grande nalenascimento@gmail.com RESUMO Na perfuração de poços de petróleo é frequente o uso de fluidos de perfuração contendo aditivos na sua composição, cujo objetivo é melhorar determinadas propriedades, sendo esta a maneira de menor custo para adequá-los as condições operacionais impostas. Este trabalho tem como objetivo avaliar a influência da temperatura, assim como, o efeito do aditivo polimérico carboximetilcelulose (CMC) nas propriedades reológicas e de filtração dos fluidos argilosos. Para tanto, foram preparados 15 fluidos, cuja formulação continham duas amostras de CMC (CMC 1 e CMC 2) e Calcita. Para realização do estudo utilizou-se um viscosímetro Fann 35A para determinar as propriedades reológicas e um filtro-prensa HPHT para determinar os parâmetros de filtração. Os resultados evidenciaram que maiores concentrações CMC 2 influenciam de maneira mais significativa as propriedades estudadas. Além disso, a temperatura teve influência bastante significativa, causando o aumento da viscosidade e a redução do volume do filtrado dos fluidos estudados. Palavras-chave: Fluidos argilosos, Aditivos, Carboximetilcelulose, Temperatura. 9983

2 1. INTRODUÇÃO A perfuração de poços convencional (overbalance) é caracterizada por conservar a pressão hidrostática ligeiramente maior do que a pressão exercida pela formação, de modo a evitar o influxo indesejado para dentro do poço, o kick. Nessa técnica é necessário ter precauções para que não seja ultrapassada a pressão de fratura da formação rochosa, pois a rocha fraturada permite uma maior perda de circulação do fluido e essa invasão poderia causar dano irreversível à rocha reservatório. O intervalo entre a pressão de poros e a pressão de fratura da rocha é chamado de janela operacional do processo. A Figura 1 ilustra a janela operacional de pressão de um determinado poço. Figura 1- Representação de uma janela operacional de pressão de um poço. (OMLAND, 2009). Em formações permeáveis o diferencial de pressão provoca a invasão do fluido de perfuração para a formação, resultando em um fenômeno conhecido como filtração.segundo Santana (2003), o processo de filtração consiste em duas fases: Uma fase inicial (spurt loss) que antecede a formação do reboco, onde ocorre apenas a invasão do filtrado para a formação, deslocando e comprimindo o fluido existente. Nesta fase podem ocorrer taxas elevadas de filtração. Uma segunda fase que sucede a formação e a consolidação do reboco sobre a superfície do meio filtrante, o fluxo de fluidos para a formação passa a ser controlado pela resistência do reboco. 9984

3 O reboco é uma membrana de baixa permeabilidade formada pela deposição de partículas, ligeiramente menores que o tamanho dos poros da formação, que estavam contidas no fluido de perfuração, e se depositaram nas paredes do poço durante o processo de filtração. Essas partículas, conhecidas como agentes obturantes, ficam presas nos poros da superfície, enquanto que partículas mais finas são depositadas mais profundamente na formação, formando o reboco interno. A zona obturada nos poros da superfície começa a aprisionar partículas sucessivamente menores, ocasionando a formação do reboco externo, e em poucos segundos, apenas o fluido invade a formação. A suspensão de partículas que entraram na formação enquanto o reboco está sendo estabelecido chamase jato de lama (spurt mud) (CAENN, DARLEY e GRAY, 2011). É de extrema importância que os parâmetros de filtração (volume de Filtrado, espessura e permeabilidade do reboco) sejam controlados adequadamente. A perda demasiada de fluidos de perfuração para a formação podem trazer diversos problemas, como a exemplo, o surgimento de Kicks e o desmoronamento das paredes do poço. Rebocos com grandes espessuras também representam um fator negativo, pois causam a redução do diâmetro do poço, o que pode ocasionar o aprisionamento da coluna de perfuração. Sendo assim, este trabalho tem como objetivo avaliar a influência da temperatura, assim como, o efeito do aditivo polimérico carboximetilcelulose (CMC) nas propriedades reológicas e de filtração dos fluidos argilosos. 2. MATÉRIAIS E MÉTODOS 2.1. Materiais Foram utilizados fluidos de perfuração com formulação definida com base em estudos anteriores desenvolvidos por Nascimento (2012) e Nóbrega (2015). Para a preparação destas, utilizou-se argila bentonítica sódica, comercialmente conhecida por Brasgel PA, proveniente das jazidas de Boa Vista-PB, amostras de CMC com diferentes massas molares (CMC 1 e CMC 2) adquiridas na Empresa Sigma Aldrich Brasil Ltda/SP e uma amostra de Calcita fornecida pela PETROBRAS Métodos O desenvolvimento dos estudos experimentais deste trabalho consistiu na preparação dos fluidos de perfuração e na realização do estudo reológico e das propriedades de filtração destes. 9985

4 Foram preparados quinze (15) fluidos de perfuração, com concentração fixa de argila bentonítica (17g) e calcita (20g), diferentes concentrações de CMC (0 a 2g). Os fluidos de perfuração foram ensaiados nas seguintes temperaturas: temperatura ambiente 30 C (86 F), a 54,5 C (130 F) e a 80 C (176 F). As formulações são apresentadas na Tabela1. Fluidos Argilosos Tabela 1- Formulações dos fluidos de perfuração argilosos. Concentração de argila (g/350ml) Concentração de CMC 1(g/350mL) Concentração de CMC 2 (g/350ml) Concentração de Calcita (g/350ml) Temperatura ( C) F F F F F F ,5 F ,5 F ,5 F ,5 F ,5 F F F F F Preparação dos fluidos argilosos Para a preparação dos fluidos de perfuração, a argila foi adicionada à agua deionizada sob agitação constante a uma velocidade de rpm em agitador Hamilton Beach, modelo 936 por 5min. Posteriormente, com base nas formulações elaboradas, foi iniciada a adição dos aditivos na seguinte ordem: calcita, CMC1 e CMC2. Ao adicionar cada aditivo, a mistura era mantida sob agitação por 5min Propriedades Reológicas Após a preparação, os fluidos argilosos foram mantidos em repouso por 24h, e em seguida agitadas por 5min em um agitador mecânico Hamilton Beach modelo 936, para posteriormente ser realizado o estudo das propriedades reológicas, utilizando um viscosímetro Fann 35A, onde foram realizadas leituras nas velocidades de 600, 300, 200, 100, 6 e 3rpm. 9986

5 Para obtenção da força gel inicial (Go) foi necessário inicialmente acionar o viscosímetro a uma velocidade de 600 rpm por 15s, em seguida a suspensão foi deixada em repouso por 10s e só então, foi realizada a leitura com o viscosímetro rotacionando a 3rpm. Para a leitura da força gel final (Gf ), foi feito o mesmo procedimento do Go, porém o tempo de repouso foi de 10min. A viscosidade aparente (VA) e plástica (VP), o limite de escoamento (LE) e a força gel (FG) foram calculados utilizando as Equações abaixo. - Viscosidade aparente (VA): (cp) (1) - Viscosidade plástica (VP): (cp) (2) - Limite de escoamento (LE): (N/m 2 ) (3) - Força Gel (FG): (N/m 2 ) (4) Propriedades de filtração Para a realização do estudo das propriedades de filtração foram utilizados filtrosprensa Fann. Os fluidos argilosos foram submetidos a uma pressão de 100psi por 30min a diferentes temperaturas, de acordo com a norma API (2005). Durante o estudo foi analisada a relação entre o volume de filtrado (VF) e o tempo de filtração, a fim de determinar o volume de filtrado inicial (spurt loss). Por meio da Norma ANSI/API 13I (2009) foi possível determinar o spurt loss (VSL). Para tanto, o VF foi medido nos tempos 1min; 5min; 7,5min; 10min; 15min; 25min e 30min e traçado o gráfico volume de filtrado versus raiz quadrada do tempo. 3. RESULTADOS E DISCURSÕES 3.1. Avaliação das Propriedades Reológicas 9987

6 Na Tabela 2 estão apresentados os resultados das propriedades reológicas (VA- Viscosidade Aparente; VP- Viscosidade Plástica; LE- Limite de Escoamento e FG- Força Gel). Tabela 2- Propriedades Reológicas dos fluidos de perfuração argilosos estudados. Fluidos argilosos VA VP LE FG F1 15, F F3 20, F F F6 22, F F8 21, F F10 52, F F12 17, F F14 30, F Ao comparar os fluidos (F1, F6 e F11) que foram ensaiadas em diferentes temperaturas, porém possuem a mesma composição (sem adição da carboximetilcelulose), é possível observar que a CMC ocasionou variações nas propriedades reológicas dos fluidos estudados representando uma melhoria. Os fluidos preparados com CMC1 (F2, F3, F7, F8, F12, F13) ao serem comparados com aqueles que tiveram CMC 2 (F4, F5, F9, F10, F14, F15) adicionadas a sua composição, apresentaram uma redução nos valores das propriedades reológicas. Isto acontece porque o CMC 1 é um polímero de cadeia curta, e este tipo de polímero age geralmente como defloculante, sendo responsável por neutralizar parte das cargas positivas das partículas de argila, o que aumenta a distância entre elas (BARBOSA, AMORIM e FERREIRA,2007). Enquanto que a CMC 2 apresenta uma maior massa molar, devido a sua cadeia mais longa. Sua adição provoca a redução da distância entre as partículas de argila, uma vez que ocorre o encapsulamento e formação de pontes entre estas, o que favorece a floculação (AMORIM, 2003). Esse comportamento torna-se evidente nos fluidos (F5, F10 e F15) que tiveram adicionados a sua composição a concentração máxima de CMC

7 (2g/350 ml de água), e como consequência, apresentaram altos valores da VA correspondente a 44, 52,5 e 50cP, respectivamente. Segundo Nascimento (2013) o efeito da temperatura sobre as propriedades reológicas de suspensões de bentonita é imprevisível, não é totalmente compreendido e nenhum mecanismo de ação, amplamente aceito, foi proposto. É possível observar que as suspensões de bentonita ao serem submetidas a altas temperaturas apresentam pequena redução nos valores de viscosidade plástica e grande aumento no limite de escoamento Avaliação das Propriedades de Filtração Na Tabela 3 encontram-se os resultados obtidos para as propriedades de filtração (Volume de Filtrado-VF; Volume de Filtrado Corrigido- VFcorr e poder de Retenção-R) dos fluidos estudados. Tabela 3- Propriedades de filtração dos fluidos estudados Fluidos VF Vfcorr R argilosos (ml) (ml) F1 8,8 9,6 39,77 F2 5,0 5,5 70,00 F3 5,0 5,5 70,00 F4 5,4 6,0 64,81 F5 4,8 5,4 72,92 F6 11,8 12,7 29,66 F7 7,0 7,6 50,00 F8 7,0 7,9 50,00 F9 6,8 7,0 51,47 F10 6,8 7,4 51,47 F11 16,0 16,3 21,88 F12 9,2 10,5 38,04 F13 8,0 8,7 43,75 F14 9,0 9,4 38,89 F15 7,8 7,9 44,87 A temperatura foi uma variável que ocasionou uma mudança significativa nas propriedades de filtração dos fluidos, pois estes apresentaram maiores valores de VF com o aumento de temperatura. Isso pode ser explicado porque mudanças na temperatura afetam o equilíbrio eletroquímico, responsável por regular o grau de floculação e agregação das suspensões, alterando a permeabilidade do reboco e, consequentemente, o volume do filtrado (CAENN, DARLEY e GRAY, 2011). 9989

8 Por meio dos resultados apresentados na Tabela 3, é possível observar que o fluido F11 apresentou um maior valor de VF, correspondente a 16,0mL, provavelmente pelo fato da sua formulação não conter carboximetilcelulose (CMC), que age como controlador de filtrado. Ao comparar os fluidos cujas formulações continham como aditivo a CMC 1 (F2, F3 F7, F8, F12, F13) ou a CMC 2 (F4, F5, F9, F10,F14, F15), com aqueles que continham apenas a calcita (F1, F6, F11), observou-se que, dentre aqueles ensaiados na mesma temperatura, os aditivos poliméricos reduziram de forma efetiva as perdas de filtrado. Sendo que essa redução foi mais evidenciada nos fluidos que tiveram a adição máxima de CMC 2 (2g/350 ml de água). Esse resultado é justificado pelo fato desse tipo de CMC, que possui maior massa molar e em elevada concentração, aumenta a viscosidade e reduz o filtrado. De acordo com Nascimento (2013), os fluidos de perfuração aditivados com polímeros possuem uma tendência para apresentarem melhor comportamento reológico e menor perda de filtrado. Uma vez que, após a dispersão do polímero em meio liquido, tem-se a hidratação das cadeias poliméricas, o que causam o seu alongamento e em seguida o inchamento, ocasionando a diminuição da água livre presente no sistema e como consequência tem-se o aumento da viscosidade e a redução do VF. No caso de fluidos argilosos esse fenômeno é acentuado, pelo fato do polímero interagir com a argila presente, isso ocorre devido à formação da camada de solvatação entre as camadas negativas do polímero e as cargas positivas presentes nas arestas das partículas de argila. O volume de filtrado corrigido representa o VF total, uma vez que considera a perda de fluidos para a formação rochosa antes que o reboco seja formado, no tempo igual a zero (NÓBREGA, 2015). Assim, os valores obtidos para Vfcorr dos fluidos argilosos estudados apresentaram variações pouco significativas em relação aos valores de VF, isso se deve muito provavelmente ao fato de que no inicio da filtração, nos fluidos argilosos a formação do reboco é quase imediata, o que não dá tempo da fase continua do fluido passar através do reboco. Quanto maior o poder de retenção (R) menor serão os danos provocados à formação rochosa. Esta propriedade é inversamente proporcional ao volume de filtrado, sendo assim, quanto maior o volume de filtrado, menor o poder de retenção, ou viceversa. Logo, os fluidos que possuíram maiores valores de VF (F1, F6, F11) por não conter controlador de filtrado na sua composição, apresentaram também um menor poder de retenção. 9990

9 Por meio dos valores de filtrado adquiridos em diferentes tempos, foi possível plotar os gráficos que permitiram determinar a perda de filtrado inicial (spurt loss), esses gráficos estão apresentados nas Figuras 2, 3 e 4, enquanto que na Tabela 4 encontram-se as equações das curvas e os valores de Spurt Loss para os fluidos argilosos estudados. Figura 2-Curvas de spurt loss para os fluidos argilosos estudados a Temperatura ambiente. Figura 3-Curvas de spurt loss para os fluidos argilosos estudados a 130 F (55 C). 9991

10 Figura 3- Curvas de spurt loss para os fluidos argilosos estudados a 176 F (80 C). Tabela 4- Equações, parâmetros e valores de spurt loss dos fluidos argilosos estudados. Fluidos argilosos Equação Spurt loss F1 y = 1,7356x - 0,7662-0,7662 F2 y = 1,0076x - 0,481-0,481 F3 y = 0,9872x - 0,4552-0,4552 F4 y = 1,0892x - 0,6117-0,6117 F5 y = 0,9712x - 0,5871-0,5871 F6 y = 2,2706x - 0,5615-0,5615 F7 y = 1,4702x - 0,8767-0,8767 F8 y = 1,4595x - 0,9257-0,9257 F9 y = 1,2762x - 0,1677-0,1677 F10 y = 1,3301x - 0,5771-0,5771 F11 y = 2,9631x - 0,2563-0,2563 F12 y = 1,9236x - 1,2828-1,2828 F13 y = 1,7126x - 0,7177-0,7177 F14 y = 1,6965x - 0,435-0,435 F15 y = 1,4229x - 0,0601-0,0601 É possível observar que os valores obtidos para o spurt loss dos fluidos argilosos estudados são todos negativos, o que significa que o volume de filtrado obtido experimentalmente no instante em que começou a filtração é nulo, e não possui significado físico (MACEDO et al.) Isto acontece porque para os fluidos estudados, a formação do reboco é quase que simultânea ao inicio da filtração. 4. CONCLUSÕES 9992

11 De maneira geral, com o desenvolvimento do estudo foi possível observar que a adição de carboximetilceluose ocasionou melhorias nas propriedades reológicas e de filtração, uma vez que a interação polímero-argila e polímero-polímero favorecem a melhor hidratação e dispersão dos mesmos. Maiores concentrações (2g/200mL de água) de CMC de cadeia molecular mais longa (CMC 2) ocasionou melhorias mais significativas nas propriedades reológicas e nas de filtração. A temperatura foi uma variável que também ocasionou mudanças nos fluidos estudados, provando um aumento dos valores das propriedades reológicas e do volume de filtrado. Melhores resultados foram obtidos para os fluidos com 17g de argila, 2g de CMC 2 e 20g de calcita. 5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS AMORIM, L. V. Melhoria, proteção e recuperação da reologia de fluidos hidroargilosos para uso na perfuração de poços de petróleo f. Tese (Doutorado em Engenharia de Processos) Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba. AMORIM, L. V.; BARBOSA, M. I. R.; FERREIRA, H. C. Desenvolvimento de compostos bentonita/polímeros para aplicação em fluidos de perfuração Parte 2, Revista Matéria, v. 13, n. 1, p , Disponível em: Acesso: em 9 de fevereiro de ANSI/API, RecommendedPractice for LaboratoryTestingofDrillingFluids 13I, EighthEdition, API.Petroleum and Natural Gas Industries - Field testing of drilling fluids - Part 1: Water-based fluids.iso/wd e ISO TC 67/SC 3 N, 2005 CAENN, R.; DARLEY, H. C. H.; GRAY, G. R. Compositionandpropertiesofdrillingandcompletionfluids, SixthEdition. Houston: GulfPublishingCompany, 2011, 720 p. MACEDO, D. A.; ARAÚJO, P. A. S.; CELA, B.; CESÁRIO, M. R.; NASCIMENTO, L. A.; ANDRADE, F. L. F. Influência do tratamento químico nas propriedades reológicas e de filtrado de fluidos de perfuração à base de água contaminados com cimento. In: 5º Congresso Brasileiro de Pesquisa e Desenvolvimento em Petróleo e Gás, 2009, Ceará. Disponível em: pdf. Acesso: em 09 de fevereiro de NASCIMENTO, R. C. A. M. Estudo do fenômeno de prisão diferencial e da estabilidade térmica de fluidos argilosos f. Tese (Doutorado em Ciência e Engenharia de Materiais) Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba. NÓBREGA, K.C., Efeitos da Adição da CMC e da Calcita nas Propriedades de Filtração de Fluidos Argilosos f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Materiais) Universidade Federal de Campina Grande, Paraíba. 9993

12 OMLAND, T. H. Particlesettling in non-newtoniandrillingfuids. Dissertação de Ph.D. UniversityofStavanger, Facultyof Science and Technology, ASSESSMENT OF THE EFFECTS OF TEMPERATURE AND POLYMERIC ADDITIVE PROPERTIES IN DRILLING MUDS ABSTRACT Drilling muds containing additives in their composition are often used in the drilling of oil wells, which aims to improve certain properties. It has been the lowest cost way to make the drilling muds fit the required operating conditions. This study aims to evaluate the influence of temperature, as well as the effect of carboxymethylcellulose polymer and calcite additives on the rheological and filtration properties of drilling fluids Therefore, we prepared 15 drilling fluids, whose formulation contained CMC 1, CMC 2 and Calcite. To perform the study was used a viscometer Fann 35A to determine the rheological properties and a HPHT filter press to determine the filter parameters. The results showed that higher concentrations of CMC 2 affect more significantly the properties studied. In addition, the temperature had a very significant effect, causing increased viscosity and reducing the volume of filtrate on the clay suspensions studied. KEYWORDS: Drilling muds, Additives, Carboxymethylcellulose and Calcite. 9994