UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

PROGRAMA DE RECURSOS HUMANOS DA ANP PARA O SETOR PETRÓLEO E GÁS - PRH-ANP/MME/MCT PRH N O 16 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ PROCESSAMENTO DE LAMAS DE PERFURAÇÃO (LAMAS A BASE DE ÁGUA E LAMAS A BASE DE ÓLEO) INICIAÇÃO CIENTÍFICA BOLSISTA: ALEXANDRA LIMA DE CARVALHO ORIENTADOR: JÚLIO NAVARRO SANTOS - NOVEMBRO / 2005 -

SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS LISTA DE TABELAS RESUMO ABSTRACT 1. INTRODUÇÃO / REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 1 2. OPERAÇÕES DE PERFURAÇÃO 5 3. LAMAS DE PERFURAÇÃO 8 3.1 HISTÓRICO DAS LAMAS DE BASE-ÁGUA 8 3.1.1 Água fresca 13 3.1.2 Lamas inibidoras 13 3.1.3 Lamas com baixo teor de sólidos 13 3.2 HISTÓRICO DAS LAMAS DE BASE ÓLEO 14 I II III IV 3.3 - HISTÓRICO DAS LAMAS DE BASE SINTÉTICA 17 3.4 HISTÓRICO DAS LAMAS BASE-GÁS 19 4. FUNÇÕES DAS LAMAS DE PERFURAÇÃO 21 4.1 REMOÇÃO DOS CAVACOS 21 4.2 CONTROLE DA PRESSÃO NO INTERIOR DO POÇO 22 4.3 ESTABILIZAR AS FORMAÇÕES ROCHOSAS 22 4.4 LUBRIFICAÇÃO DA BROCA E DO CANAL DE PERFURAÇÃO 23 4.5 AQUISIÇÃO DE DADOS 24 5. COMPOSIÇÃO E APLICAÇÕES 25 5.1 - CONTROLE DE DENSIDADE 27 5.2 - CONTROLE DE PERDAS 27 5.3 - CONTROLE DE PH 28

5.4 - LUBRIFICANTES 28 5.5 - INIBIDORES DE CORROSÃO 28 5.6 - CONTROLE DE DANOS À FORMAÇÃO 29 6. SISTEMA DE CIRCULAÇÃO DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO 30 7. SEPARAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO 32 7.1. INTRODUÇÃO SOBRE SISTEMAS HOMOGÊNEOS/HETEROGÊNEOS 34 7.1.1. Substâncias Puras 34 7.1.2. Misturas 35 7.1.3. Misturas Homogêneas e Heterogêneas 36 7.2. MÉTODOS DE SEPARAÇÃO 37 8. TESTES EM LAMAS DE PERFURAÇÃO 41 9. RESULTADOS OBTIDOS 47 10. CONTAMINAÇÕES CAUSADAS PELAS LAMAS DE PERFURAÇÃO 51 11. ASPECTOS AMBIENTAIS DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO 53 11.1 TOXICIDADE DO FLUIDO DE PERFURAÇÃO 54 11.2 - BIODEGRADAÇÃO 54 11.3 BIOACUMULAÇÃO/BIOCONCENTRAÇÃO 56 11.4 - CONTROLE DE SÓLIDOS 56 11.5 - TRATAMENTO DOS SÓLIDOS CONTIDOS NAS LAMAS DE PERFURAÇÃO 57 12. REUSO DOS CAVACOS DE PERFURAÇÃO 58 13. COMENTÁRIOS FINAIS 60 REFERÊNCIAS 62

i LISTA DE FIGURAS FIGURA 1 Elementos de uma torre de perfuração... 5 FIGURA 2- Ilustração de tipos de emulsões... 14 FIGURA 3 Movimento da lama no interior do poço durante a perfuração... 22 FIGURA 4 Estabilização das formações rochosas... 23 FIGURA 5 Sistema de circulação e separação da lama... 30 FIGURA 6 Peneira vibratória, desander e desilter... 31 FIGURA 7 Sistema de circulação da lama... 32 FIGURA 8 Mistura água (H 2 O) e sal de cozinha (NaCl)... 35 FIGURA 9 Diferenciação entre misturas homogêneas e heterogêneas... 36 FIGURA 10 Métodos de separação Líquido-Sólido... 38 FIGURA 11 - Desenho esquemático do tanque de decantação da bancada de testes... 42 FIGURA 12 - Forças envolvidas em uma centrífuga (Brown, 1965)... 42 FIGURA 13 - Fotos da centrífuga utilizada no ensaio... 43 FIGURA 14 - Desenho esquemático e foto do sistema evaporador e condensador... 43 FIGURA 16 Recipientes e amostras utilizados no ensaio de centrifugação... 49

ii LISTA DE TABELAS TABELA 1 - Principais lamas Base Água - formulações iniciais... 11 TABELA 2. Principais lamas Base Água - desenvolvimentos posteriores... 12 TABELA 3. Principais lamas Base Óleo.... 16 TABELA 4. Evolução dos fluidos oleosos e sintéticos... 18 TABELA 5. Fluidos de perfuração de base gasosa.... 20 TABELA 6 - Aditivos mais utilizados e suas respectivas funções e efeitos nas perfurações... 26 TABELA 7 - Detalhamento das amostras a serem ensaiadas... 46 TABELA 8 Detalhamento dos resultados obtidos no ensaio de centrifugação.. 48

iii RESUMO CARVALHO, A., L. (2005). Estudo dos fluidos de perfuração e seus impactos relacionados às atividades da indústria de petróleo, 2005. 74p. Monografia (Graduação) Universidade Federal de Itajubá O objeto de estudo deste projeto é o fluido utilizado na perfuração de poços na indústria do petróleo, comumente chamado de lama de perfuração. Durante este processo, um grande volume de cavacos é gerado e levado para fora do poço pelo fluido de perfuração. Estes cavacos devem ser separados do liquido da lama para que este possa ser reinjetado dentro da coluna de perfuração para remover mais cavacos. Os cavacos contaminados pela lama de perfuração são a principal fonte de resíduo da indústria do petróleo. O potencial de impacto ambiental desses cavacos pode ser significativamente reduzido separando-os dos sólidos da lama mais tóxica. O principal impacto causado pela atividade de perfuração se dá pelos pedaços de rocha e pelo fluido de perfuração utilizado para retira-los do poço. A contaminação pode ocorrer em uma extensão variável, dependendo da natureza da amostra e das condições de perfuração.

iv ABSTRACT CARVALHO, A., L. (2005). Study of drilling fluids and its impacts related to the oil industry activities, 2005. 74p. Monograph (Graduation) Federal University of Itajubá The object of this project is study the fluid used in drilling operations of wells in the oil industry, generally called drilling mud. During this process, a great amount of cuttings is generated and thrown away from the hole by the drilling fluid. These cuttings must be separated from the liquid of the mud so this can be re-inject inside of the well to remove more cuttings. The cuttings contaminated by the mud are the main source of wastes from oil industry. The potential of environmental impact of these cuttings can be reduced separating them from the solids of the most toxic mud. The main impact caused by drilling activity is given by the cuttings and drilling fluids used to take them off the hole. The contamination can occur at a variable extension, depending on the core nature and drilling conditions.

1 1. INTRODUÇÃO / REVISÃO BIBLIOGRÁFICA O objeto de estudo deste projeto é o fluido utilizado na perfuração de poços na indústria do petróleo, comumente chamado de lama de perfuração. Esta lama deve apresentar características químicas e físicas satisfatórias para suportar os esforços da operação de perfuração. As lamas são constituídas por uma fase predominante, também chamada de contínua, podendo ser líquida (água ou óleo) ou gasosa; a partir desta fase predominante, temos a incorporação de outros elementos (sólidos, líquidos ou gasosos) para conferir às lamas as especificações adequadas. Sendo assim, as lamas são misturas complexas de sólidos, líquidos e gases. Conforme sugerido por FERREIRA (2002), pode-se dividir as lamas em quatro tipos básicos: Base Água ou Water-Based Fluids (WBF); Base Óleo ou Oil-Based Fluids (OBF); Base Sintética ou Synthetic-Based Fluids (SBF); e Base Gás. Os três primeiros tipos encontram grande aplicação na indústria offshore, enquanto o último é basicamente empregado na perfuração terrestre. Esta divisão leva em conta basicamente as fases contínuas, porém as lamas recebem uma série de outros elementos que são incorporados pela fase contínua destinados a melhorar ou acentuar uma característica específica. Pode-se destacar como principais elementos incorporados: os controladores de ph, bactericidas, viscosificantes e redutores de filtrado, surfactantes, agentes obturantes, modificadores de densidade e outros. Outros elementos também podem ser empregados, o que varia de acordo com o tipo de lama empregada e das características da formação geológica a ser perfurada. De acordo com as solicitações específicas de cada perfuração é que são definidos os tipos de elementos que devem ser incorporados. Em linhas gerais, as principais funções das lamas são:

2 Limpar o fundo do poço e levar os cavacos (fragmentos de rocha) de perfuração até a superfície; Manter os sólidos em suspensão durante a ausência de bombeamento; Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis (kick); Sustentar as paredes do poço evitando seu colapso; Resfriar e lubrificar a broca; Além destas funções básicas, existem determinadas características consideradas desejáveis às lamas de perfuração, tais como: serem facilmente bombeáveis; serem estáveis quimicamente, terem baixo grau de corrosão e abrasão e não causarem danos às formações rochosas. Além disso, é importante que as lamas tenham um baixo custo de aquisição e serem facilmente separáveis dos cavacos na superfície. É de extrema importância para que a perfuração seja conduzida de maneira adequada, que haja a escolha correta do tipo de lama, dos elementos a serem incorporados (aditivos), ou seja, das características físicas e químicas das lamas devem ser compatíveis com a operação de perfuração. Durante a perfuração, as lamas devem ser monitoradas constantemente com o intuito de se garantir a eficiência no processo de perfuração. As propriedades mais importantes e freqüentemente medidas na sonda são a densidade, as leituras reológicas, a força gel (inicial e final), os parâmetros de filtração e o teor de sólidos (GRAY & DARLEY, 1981). Ressalta-se que tais propriedades encontram-se principalmente relacionadas ao desempenho operacional dos fluidos. Uma das principais propriedades a serem monitoradas indicadas anteriormente é a densidade da lama. Este parâmetro é extremamente importante, pois conforme a perfuração vai alcançando níveis cada vez mais profundos, a pressão estática vai aumentando, sendo necessário uma lama cada vez mais densa para impedir o colapso do poço. Porém, esta lama não deve ser demasiadamente densa para diminuir a infiltração das lamas nas formações rochosas. Apesar dos fluidos de perfuração serem essenciais para uma operação bem sucedida, também podem ser um aspecto complicador da perfuração do poço. O

3 cascalho resultante, que contém certa fração do fluido a ele agregado, precisa ser descartado. Os impactos decorrentes do descarte podem até ser pequenos nas vizinhanças do poço, mas podem ser significantes nas proximidades da sonda, variando de acordo com o tipo de fluidos, a forma de descarte e as condições ambientais locais. Na indústria offshore, os fluidos de base aquosa são menos impactantes do que os de base oleosa, devido principalmente as suas características de dispersão (uma vez que os diversos componentes encontrados em sua formulação podem exibir toxidade considerável). Cavacos oleosos, quando descartados na água, não se dispersam adequadamente, formando pilhas de cascalho no leito do oceano. Quanto menor a profundidade da coluna d água na qual o poço está instalado, maior a tendência à formação de tais pilhas. As condições anóxidas, resultantes da decomposição da matéria orgânica hidrocarbônica, juntamente com a produção de sulfetos, podem ocasionar a morte total dos organismos bentônicos presentes, com conseqüente desequilíbrio de toda a cadeia alimentar deles dependentes. Cessada a fonte poluente, conforme o local se recupera do impacto causado pela operação, os organismos menos tolerantes à poluição, que vivem fora dos limites da contaminação, gradualmente reaparecem próximo à sonda. A maior parte do desequilíbrio ocorre aproximadamente a 500 m do local do poço, mas há relatos de impactos biológicos em raios de até 10 km do local da operação. Quando a perfuração ocorre em locais de fortes correntes marinhas, o cascalho descartado tende a se espalhar deixando uma cobertura fina no fundo do mar, o que favorece a ação de microorganismos decompositores que degradam o fluido a ele agregado, acelerando a recuperação da área. A dispersão mecânica e química do cascalho tende a aumentar o teor de sólidos no fluido, conforme a perfuração prossegue. Até certo ponto, a incorporação de sólidos ao fluido de perfuração é desejável, mas seu excesso pode acarretar problemas reológicos, de filtração e operacionais diversos, levando a um aumento no custo do processo. Analogamente, a incorporação natural de silte é um meio economicamente eficaz para o aumento da densidade do fluido até o ponto em que não cause redução excessiva na taxa de penetração do fluido nos poros da formação, nem na capacidade de retirada dos cavacos produzidos (GRAY et DARLEY, 1981). As duas formas principais de evitar o aumento indesejável do teor de sólidos no fluido são: o controle químico através de dispersantes (por exemplo, a lignita) e a

4 diluição. A primeira aumenta os custos do processo, e a segunda envolve descarte de parte do fluido, que contém não só cascalho como também componentes utilizados em sua formulação (GRAY & DARLEY, 1981). O descarte implica em duplo prejuízo: a perda de ingredientes e a poluição ambiental, tornando cada vez mais necessária à otimização dos sistemas de recirculação de fluidos.

5 2. OPERAÇÕES DE PERFURAÇÃO O assunto deste trabalho é a lama de perfuração. Sendo assim é necessário descrever sobre operações de perfuração. Abaixo na figura 1 são apresentados todos os componentes de uma plataforma de perfuração. FIGURA 1 Elementos de uma torre de perfuração Fonte: http://static.howstuffworks.com/gif/oil-drilling-derrick.gif A perfuração é um processo no qual um furo é feito no sub-solo para permitir que os hidrocarbonetos da subsuperfície escoem para a superfície. As perdas geradas durante esta atividade são os fragmentos de rocha removidos pela perfuração, o fluido usado para erguer estes fragmentos, e os materiais adicionados

6 ao fluido para alterar suas propriedades, fazendo com que este fique adequado ao uso e às condições do poço. A maioria dos poços de óleo e gás são perfurados comprimindo-se a broca de perfuração contra a rocha, até que esta se desgaste por completo. Um sistema de perfuração é usado para controlar a broca, para remoção dos fragmentos de rocha do poço pelo fluido de perfuração, e para remover estes fragmentos do fluido de perfuração para que este possa ser utilizado novamente. Com isso, o principal impacto causado pela atividade de perfuração se dá pelos fragmentos de rocha e pelo fluido de perfuração utilizado para retirá-los do poço. Impactos secundários podem ocorrer através de emissões de ar devido à combustão interna dos motores usados nos equipamentos de perfuração. Durante a perfuração, um fluido é injetado na coluna de perfuração, o qual sai através de pequenos orifícios da broca, permitindo que o fluido remova os fragmentos de rocha da broca. O fluido, com os fragmentos em suspensão, volta para a superfície, onde estes fragmentos são separados do fluido. Os demais fragmentos, com algum fluido ainda retido são colocados em reservatórios para um posterior tratamento. O fluido separado é re-injetado para remover mais fragmentos de rocha. A base de fluido mais usada nos processos de perfuração é a água, seguida pelo óleo, ar, gás natural e espuma. Quando um líquido é usado como base de fluido, base-óleo ou base-água, é chamado lama. Fluidos base-água são usados em 85% dos poços perfurados no mundo. Fluidos base-óleo são usados nos poços restantes. Durante os processos de perfuração, parte da lama pode ser perdida para formações subterrâneas muito permeáveis. Para se assegurar que a lama estará sempre disponível para manter o poço preenchido, lama extra é sempre misturada na superfície e deixada em reservatórios para uso imediato. Os fluidos de perfuração têm muitas finalidades no processo de perfuração de um poço. Na maioria dos casos, entretanto, a base do fluido não tem as características físicas e químicas adequadas para atender a estes propósitos, e aditivos são necessários para alterar suas propriedades.

7 O principal propósito do fluido de perfuração é remover os fragmentos de rocha do furo, enquanto estes são gerados pela broca, e levá-los para a superfície. Devido aos sólidos serem mais densos que o fluido, eles tendem a se depositar, sedimentando-se, enquanto são levados para cima. Aditivos para aumentar a viscosidade do fluido são usados para diminuir a velocidade de sedimentação. Os fluidos de perfuração também ajudam a controlar o desempenho do poço e prevenir blowouts. Blowouts ocorrem quando a pressão do fluido no poço é menor que a pressão do fluido na formação. O fluido na formação escoa no poço e para a superfície. Se os equipamentos da superfície são incapazes de segurar este fluxo, uma produção incontrolada pode ocorrer. A principal propriedade exigida do fluido para manter o poço sob controle é a densidade e os aditivos para aumentar a densidade do fluido são bastante usados. Os fluidos de perfuração também evitam que o poço entre em colapso antes que se faça a cimentação do furo. A pressão do fluido contra as laterais da formação evita que as paredes da formação se desestabilizem e obstruam o poço. Aditivos são constantemente usados para evitar a reação com a base do fluido. Um tipo comum de reação é o aumento no tamanho das partículas de argila. A última função do fluido de perfuração é a de resfriar e lubrificar a broca de perfuração enquanto esta corta a rocha e lubrifica o tubo de perfuração enquanto este gira contra a formação. Isto aumenta a vida útil da broca e reduz o torque requerido na mesa de rotação para impulsionar a broca. Aditivos para aumentar a lubricidade do fluido de perfuração são geralmente usados, particularmente em poços horizontais ou muito desviados. Muitos dos aditivos usados nos fluidos de perfuração podem ser tóxicos e não são regulamentados no mercado. Para atender as novas regulamentações, aditivos novos estão sendo formulados. Estes novos aditivos têm uma toxicidade mais baixa do que aqueles tradicionalmente usados, além de apresentarem baixo potencial de impacto ambiental.

8 3. LAMAS DE PERFURAÇÃO Desde os primeiros poços perfurados pelo sistema rotativo, já se usa de forma bem simples um composto a base de água que tem por objetivo principal lubrificar a broca durante a perfuração. Sendo assim, os primeiros fluidos de perfuração desenvolvidos foram os de base aqüosa. Ao longo dos anos, as lamas Base Água passaram a ser incorporadas por diversas substâncias para que algumas de suas características e funções fossem melhoradas. Algumas destas substâncias são: argilas, álcalis, sais, polímeros, gotas de óleo (formando-se as emulsões) e várias outras substâncias insolúveis como barita, bentonita, argila e cascalho em suspensão. As composições destas lamas dependem então das substâncias nelas dissolvidas, dos materiais solúveis ou dispersos nas formações rochosas perfuradas, da quantidade de infiltração da lama nos poros das formações e outros. As lamas de perfuração são uma classe especial dos fluidos de perfuração usados principalmente para a exploração de poços de petróleo. O termo lama se refere basicamente à consistência espessa deste fluido, característica esta obtida através da adição de inúmeros materiais e elementos químicos. Estes materiais serão mais bem detalhados posteriormente no trabalho, bem como suas propriedades, especificações e funções específicas. Existem inúmeros tipos de lamas de perfuração, que são classificadas de acordo com a fase do fluido, alcalinidade, dispersões e tipos de elementos químicos utilizados. É possível agrupar as lamas em basicamente quatro tipos, conforme exposto a seguir: 3.1 Histórico das Lamas de Base-Água Segundo FERREIRA (2002), uma variedade de fluidos de base aquosa vem sendo desenvolvida desde o início da perfuração dos poços de petróleo, porém podemos destacar como componentes clássicos das lamas de base aquosa, a barita e a bentonita. A barita é o nome comercial do sulfato de bário (BaSO 4 ), empregado

9 basicamente para aumentar a densidade do fluido (GRAY & DARLEY, 1981). A barita por ter uma densidade elevada, algo próximo de 4,5 kg/m 3, faz com que a lama fique mais densa, ajudando na estabilização da coluna de perfuração no fundo do poço. Quanto mais profundo for o poço, mais densa deve ser a lama para resistir a pressão hidrostática a que o poço estará submetido. Já a bentonita é uma argila de origem vulcânica que possui uma granulometria muito fina (inferior a 0,002mm) e tem como principal componente a montmorilonita (GRAY & DARLEY, 1981). A montmorilonita é um argilomineral do grupo das esmectitas (estrutura 2:1), apresenta forma lamelar, elevada atividade e se expandem na presença de água. Esta possui inúmeras características, destacando-se sua ação como viscosificante (diminuição da viscosidade), redutor de filtrado dentre outras. As formulações das lamas de base aquosa foram evoluindo ao longo do tempo, ou seja, diversas substâncias dissolvidas e em suspensão foram sendo incorporados e seu desempenho operacional foi sendo testado. A partir do estudo e do teste destas novas formulações, diversos parâmetros operacionais de filtração, de viscosidade, de lubrificação da broca, de toxidade, de densidade e de sua influência na taxa de perfuração, foram sendo analisados. Através da análise do resultado destes testes, as novas lamas foram evoluindo ao longo dos anos e passaram a ter formulações mais específicas para cada tipo de poço a ser perfurado, ou seja, passaram a desempenhar cada vez melhor as suas funções. Sendo assim, alguns exemplos destas melhorias das lamas ao longo dos anos foram sendo obtidas (FERREIRA, 2002): O amido foi considerado um bom agente redutor de filtrado e passou a ser empregado tanto em formulações de base aquosa quanto oleosa; Nos anos 30, o agente dispersante (redutor de viscosidade) mais popular para os fluidos de perfuração era o quebracho (tanino vegetal de coloração avermelhada). Estas lamas, que continham quebracho, possuíam elevado ph e tinham como característica a baixa força gel e a grande tolerância à incorporação de sólidos; Após os fluidos contendo tanino (quebracho), foi desenvolvido os fluidos à base de cal (Lime Muds), que possuíam basicamente as mesmas

10 características. Estas lamas são preparadas através da adição de hidróxido de cálcio (Ca(OH) 2 ) e de bentonita; Em 1956, surgiram alguns fluidos para o controle de folhelhos (Shale Control Muds), no qual o seu objetivo era aumentar a estabilização dos folhelhos através da manutenção de altas concentrações de íons cálcio e do controle da alcalinidade do filtrado. Os folhelhos são rochas sedimentares finas e laminadas, muito encontradas nas perfurações; Uma outra combinação de fluido que surgiu na mesma época que os controladores de folhelhos foram as lamas com adição de antiespumantes e surfactantes que contém cálcio, capaz de operar em temperaturas mais elevadas do que os demais fluidos; Para as formações com elevada salinidade foram desenvolvidas as lamas com adição de gipsita (Gyp Muds), nas quais o sulfato de cálcio ou gipsita (CaSO 4 ) substituiu o hidróxido de cálcio (Ca(OH) 2 ) na mistura com a bentonita. O rápido desenvolvimento da força gel exibido por estas lamas implicava em limitações na perfuração de folhelhos, e levou à realização de estudos com agentes controladores de viscosidade, que resultaram na adição de lignossulfonatos de ferro, cromo, alumínio e cobre nas formulações. Os lignossulfonatos promovem um controle adequado do filtrado e auxiliam na ação dos eletrólitos na inibição da desintegração dos folhelhos e da dispersão do cascalho durante a perfuração. Assim, o estudo de desenvolvimento de um novo tipo de fluido de base aquosa culminou com a combinação entre lignito de cromo (para minimizar a solidificação em altas temperaturas) e lignossulfonato de cromo (CL-CLS Muds). Tais componentes mostraram-se capazes de controlar simultaneamente as propriedades reológicas e de filtração do fluido numa ampla faixa de ph, salinidade e teor de sólidos (GRAY & DARLEY, 1981). Na década de 80, o lignossulfonato de cromo foi substituído pelo lignossulfonato de ferro devido às restrições ambientais relacionadas à poluição das formações por metais pesados. A partir da década de 80, começou a se notar em todo o mundo uma maior preocupação quanto ao impacto ambiental causado pelas lamas de perfuração. O uso das substâncias com elevada toxidade passaram a sofrer algum tipo de restrição e,

11 como vemos atualmente, as novas lamas já vêm sendo desenvolvidas por serem ambientalmente menos poluentes. Um resumo das principais lamas de base aquosa, de acordo com suas principais aplicações, é apresentado nas tabelas 1 e 2. Na tabela 1, seguem as formulações mais básicas e mais antigas, que serviram de base para a invenção das lamas Base Água mais modernas, que foram evoluindo ao longo dos anos. Já na tabela 2, seguem as formulações mais modernas, com a incorporação de substâncias mais recentes. TABELA 1 - Principais lamas Base Água - formulações iniciais. Composição Classificação Principais utilizações Água Pura Água e floculantes Perfuração rápida em formações rochosas estáveis e pouco duras Água Salina Água do mar Perfuração em rochas de baixa permeabilidade Lama com baixo teor de sólidos Água, polímeros e bentonita Perfuração em rochas mais duras Lama Spud Água e bentonita Usado para início de poço (incorpora Fonte: Modificada de GRAY & DARLEY, 1981. sólidos em formação)

12 TABELA 2. Principais lamas Base Água - desenvolvimentos posteriores. Classificação Composição Principais utilizações Lama Salina Água do mar, salmoura, argila, amido e celulósicos Perfuração de rochas com elevado teor de sal Lama Base Cal (Lime Muds) Lama com adição de gipsita (Gyp Muds) Água, bentonita, hidróxido de cálcio e lignossulfato de cromo Água, bentonita, sulfato de cálcio e lignossulfato de cromo Perfuração de rochas sedimentares argilosas Perfuração de formações salinas e anidritos Lama com Água, bentonita, soda lignossulfato cáustica, lignossulfato de cromo e surfactantes (CL-CLS Muds) Fonte: Modificada de GRAY & DARLEY, 1981. Perfuração de folhelhos em maiores temperaturas de operação De maneira geral, as lamas de base aquosa possuem baixo custo, quando comparadas aos demais fluidos, são biodegradáveis e se dispersam facilmente na coluna d água (DURRIEU, ZURDO et al., 2000). Porém apresentam algumas limitações de uso, principalmente relacionadas ao fato de conterem argilas altamente hidrofílicas em sua composição que reagem quimicamente com a água presente no próprio fluido, o que provoca um inchamento da argila, interferindo mecanicamente com a perfuração. Uma outra realidade é que, ao longo dos anos, a profundidade média de perfuração dos poços petrolíferos tem aumentado consideravelmente. Antigamente, os poços estavam em profundidades bem mais rasas do que os poços atuais e as lamas Base Água têm muitos problemas operacionais com perfuração muito profundas, principalmente relacionadas à elevada pressão hidrostática exercida nestas profundidades. Sendo assim, o desenvolvimento de novas lamas visou melhorar as condições de operação e de estabilização da broca e da coluna de perfuração em elevadas profundidades. As lamas à base de água são utilizadas no início da perfuração, ou seja, em baixas profundidades. Esta perfuração causa menos danos ao meio ambiente e, estas

13 lamas, são normalmente descarregadas diretamente no mar. Porém, atualmente esta prática está sendo contestada, por causa da presença de diversos elementos poluidores na lama, apesar de a lama ser à base de água. Os sistemas à base de água não são sempre tão eficazes como os fluidos à base de petróleo e sintéticos quando são necessárias melhores propriedades, tais como maior força de resistência ao colapso do poço, maior poder de lubrificação das brocas de perfuração e outros. Nestas lamas, o componente dominante é a água, que normalmente estará parcialmente ou inteiramente saturada com aditivos, tais como sais, ácidos, álcalis, álcoois ou polímeros e também substâncias em suspensão como argila, barita (sal insolúvel de BaCO3) e cavacos de perfuração. 3.1.1 Água fresca São sistemas dispersantes e com baixo valor de ph, algo em torno de 7,0 e 9,5. Nesta subdivisão se incluem as lamas a base de bentonitas, de baritas, de fosfatos, alguns tipos de lamas orgânicas e outras. 3.1.2 Lamas inibidoras Estas lamas são importantes em tipos particulares de formações rochosas, tais como a argila, para inibir a dispersão e a hidratação destas formações. São basicamente constituídas por lamas à base de cal (alto ph), de gesso (baixo ph) e água do mar, sendo estas divididas em saturadas (baixo ph) e insaturadas (baixo ph). 3.1.3 Lamas com baixo teor de sólidos São sistemas não dispersantes e que contêm um percentual razoável de sólidos em sua formação. Estas lamas contêm entre 3% e 6% do volume em sólidos, tem peso específico menor que 9,5 lb/gal ou 0,95 Kg/m 3 e podem ser de a base de água fresca ou salgada. Os principais tipos de lamas com sólidos são compostos basicamente com adições de argila, bentonitas, baritas e polímeros.

14 3.2 Histórico das Lamas de Base Óleo Além das lamas Base Água, outros tipos de fluidos foram desenvolvidos para resolver problemas causados pelos fluidos de base aquosa. Na tentativa de criação destes novos fluidos, surgiram as lamas de base oleosa, na década de 40 e 50. Estas lamas possuem características bem distintas da lama Base Água. Porém, do ponto de vista químico são bem semelhantes, pois são constituídas de uma fase líquida predominante e também tem a adição ou incorporação de diversas partículas ou substâncias, para que a lama tenha determinadas funções. Antes de se dar continuidade na caracterização das lamas de base óleo, é preciso conhecer o que são as denominadas emulsões. As emulsões são formadas quando um líquido é disperso na forma de pequenas gotas em um outro líquido. As emulsões são constituídas basicamente por uma mistura de água e óleo em quantidades específicas. O líquido predominante na emulsão é chamado de fase contínua, enquanto que o líquido em gotas é chamado de fase dispersante ou descontínua. Existem basicamente dois tipos de emulsões empregadas como lama de perfuração, que são os seguintes: a emulsão óleo em água, onde a água é a fase contínua e o óleo a fase dispersante; e a emulsão água em óleo, onde o óleo é a fase contínua e a água é a fase dispersante. A seguir tem-se exemplos de emulsões de óleo em água e de água em óleo. (a) Óleo/Água (b) Água/Óleo FIGURA 2- Ilustração de tipos de emulsões Fonte: OLIVEIRA & CARVALHO, 1998

15 No início de sua aplicação em operações de perfuração, as lamas Base Óleo tinham como principais obstáculos uma menor taxa de penetração assim como os riscos de incêndio. Primeiramente foi empregado o asfalto como fase contínua, evoluindo para a utilização de óleo diesel e petróleo. Tais sistemas continham um baixo teor de água em suas composições, o que é chamado de emulsão, ou seja, uma mistura de óleo e água, que neste caso tinha uma fase predominante de óleo. Utilizava-se um baixo teor de água, pois um alto teor (acima de 10%) causava um espessamento indesejável do fluido. Para superar esse problema foram desenvolvidos os sistemas invertidos (ou as denominadas emulsões inversas), que contêm entre 5% e 50% de água emulsionada como agente de suspensão e o óleo como fase contínua (UKOOA, 1999). A emulsão inversa geralmente possui emulsificantes solúveis em água e emulsificantes solúveis em óleo (formados in situ pela adição de compostos de cálcio e magnésio a ácidos graxos específicos). Com o decorrer do tempo, diversas outras lamas foram sendo desenvolvidas com a incorporação de diversas substâncias. Um exemplo é o desenvolvimento de argilas organofílicas, também denominadas bentonita aminada capazes de formar gel em óleo (similarmente ao efeito da bentonita em água) ampliaram as aplicações das formulações à base de óleo durante as décadas de 60 e 70 (GRAY & DARLEY, 1981). Segundo GRAY & DARLEY (1981), algumas das principais vantagens relacionadas ao desempenho dos fluidos à base de óleo quando comparados aos de base aquosa são: Baixa compatibilidade com as formações reativas (sensíveis à água); Maior estabilidade térmica e estrutural (para perfuração de poços profundos e com altas temperaturas); Melhor capacidade de lubrificação da broca da coluna de perfuração; e Menor taxa de corrosão. As maiores desvantagens, porém, se devem às restrições ambientais cada vez mais crescentes dos fluidos de base oleosa. Novos fluidos de base aquosa estão sendo desenvolvidos com a adição de glicóis, menos reativos com as formações

16 sensíveis á água, os quais apresentam características satisfatórias quanto ao desempenho hidráulico e à lubricidade. Para que a lama a base óleo não tenha uma elevada toxidade, característica de um óleo diesel, foi desenvolvido um substituto, que seria um óleo mineral de baixa toxidade. A saída encontrada foi utilizar um óleo parafínico, bem menos tóxico do que um óleo diesel. Outra desvantagem destas lamas é o seu custo de aquisição, pois sua composição (petróleo, diesel ou outros) tem um custo muito superior ao da água, apesar de diversas outras substâncias serem incorporadas a ambas as lamas. O custo de tratamento e processamento das lamas de base oleosa também é bem maior, visto que o óleo por si só é bem mais poluente do que a água quando descartado inadequadamente. A seguir é mostrado um resumo (tabela 3) dos principais tipos de lamas Base Óleo, de acordo com suas principais aplicações. Na prática, existem muitos outros tipos de lamas de base oleosa, para as mais diversas utilizações, porém as mais importantes e significativas estão representadas nesta tabela. TABELA 3. Principais lamas Base Óleo. Classificação Composição Principais utilizações Lama oleosa Lama asfáltica Óleo cru ou asfalto, sabão e água (<2%) Óleo diesel, asfalto, emulsificantes e água (2%-10%) Perfuração de poços rasos e de baixa pressão Ampla aplicação até temperaturas da ordem de 315 ºC Lama não-asfáltica Óleo diesel, argila, resinas, emulsificantes, (emulsão invertida) água (5%-50%) Fonte: modificada de GRAY & DARLEY, 1981. Elevado custo de fabricação e grande impacto no meio ambiente, porém baixo custo de manutenção As lamas à base de óleo têm propriedades muito melhores do que as lamas a base de água. Esta diferença é acentuada quando o poço é mais profundo, ou seja, normalmente acontece a substituição da lama à base de água pela lama à base de óleo à medida que o poço vai se aprofundando. Não existe um limite correto que a

17 lama base-água é capaz de lubrificar e estabilizar do poço, pois estas propriedades são particulares em cada poço, sendo muito difícil definir um limite para todos os tipos de perfuração. Apesar de as lamas à base de óleo serem um excelente fluido de perfuração, elas podem ser extremamente tóxicas para praticamente todos ambientes, sejam eles terrestres, marinhos e outros. Por este fator, sua utilização deve ser controlada. Mais adiante no trabalho, teremos maiores detalhes destes problemas causados pelas lamas à base-óleo. Esse tipo de lama é especialmente utilizado para perfurações onde a estabilidade e inibição do inchamento das formações rochosas são necessárias, tais como em seções profundas de poços submetidos a altas pressões, poços submetidos a altas temperaturas e em casos onde o poço é perfurado em um ângulo (perfuração direcional) onde existe um aumento da probabilidade do tubo de perfuração ficar preso nas formações. 3.3 - Histórico das Lamas de Base Sintética As lamas sintéticas vieram da evolução das lamas de base óleo, principalmente das lamas não-asfálticas. Por isso, os fluidos não asfálticos podem ser considerados a base para o desenvolvimento das chamadas lamas sintéticas (Synthetic Based Fluids SBF). Seus principais objetivos eram alcançar desempenhos comparáveis aos dos fluidos de base oleosa, com menor impacto ambiental por possuírem menor toxidade e maior biodegradabilidade (UKOOA, 1999). O termo lamas sintéticas refere-se aos fluidos cuja fase contínua é composta por um ou mais fluidos produzidos por uma reação química específica e não por processos de separação física do óleo cru (fracionamento e destilação) ou de quebra (craqueamento catalítico e hidroprocessamento) de frações de petróleo (OFFSHORE PETROLEUM BOARD, 1998). Os fluidos sintéticos, apesar de caros, são indicados para aplicações nas quais a utilização dos fluidos de base aquosa é totalmente impraticável, ou quando não é permitido o descarte marítimo dos fluidos de base oleosa e de seus resíduos,o que já ocorre em diversas partes do mundo.

18 O desenvolvimento dos fluidos sintéticos é recente, datando da década de 90 o primeiro poço comercialmente perfurado com um fluido a base de éster, na costa da Noruega. A primeira geração de fluidos sintéticos foi composta por ésteres, éteres, poli alfa-olefinas (PAOs) e acetatos. Na segunda metade da década de 90, pesquisas originaram a segunda geração dos fluidos sintéticos, compostas pelos alquil-benzenos lineares (LABs), alfa-olefinas lineares (LAOs), olefinas internas (IOs) e parafinas lineares (LPs) (FRIEDHEIM & CONN, 1996). Estudos realizados na Noruega empregando leitos de mar simulados indicaram que, quando se consideram simultaneamente os efeitos combinados de degradação do fluido e do impacto na fauna marinha, as LAOs e os ésteres de ácido graxos insaturados são os menos prejudiciais ao ambiente oceânico. Contudo, segundo PATTIN (1999), os desenvolvimentos da segunda geração, que objetivavam a redução dos custos do fluido, trouxeram um aumento na toxidade em relação aos fluidos da geração anterior. O tema é recente e vem sendo objeto de intensas pesquisas, devido à existência de lacunas nos dados experimentais, sendo as PAOs e as LAOs os fluidos sintéticos de maior emprego na Europa (UKOOA, 1999). A Tabela 4 mostra a evolução do desenvolvimento das bases dos fluidos de perfuração desde o óleo diesel. TABELA 4. Evolução dos fluidos oleosos e sintéticos. DATA DE INTRODUÇÃO TIPO DE FLUIDO BASE Antes de 1980 Óleo diesel e óleo cru 1980-1985 Óleos minerais 1985-1990 Óleos minerais de baixa toxidade 1989 Ésteres 1992 Éteres 1993 LABs 1995 Fonte: GETLIFF & al., 2000. LAOs 1996 IOs

19 3.4 Histórico das Lamas Base-gás Os fluidos de perfuração de base gasosa, também conhecidos como fluidos leves, ainda não encontram grande aplicação na perfuração marítima. Ainda são necessários esforços de desenvolvimento para sua viabilização em cenários de águas profundas, onde é imprescindível o uso de sondas flutuantes. As principais vantagens do emprego dos fluidos leves são para as formações estruturalmente frágeis e para os poços depletados devido à possibilidade de aumento da pressão de operação sem intensificar o dano às rochas do reservatório, o que implica em aumento da vazão de produção e do fator de recuperação do fluido. Esses benefícios tornam-se mais significativos no caso de poços horizontais, mais suscetíveis aos danos do que os demais tipos de poços. Adicionalmente às vantagens de produção, relata-se um aumento da vida útil das brocas, e de sua taxa de penetração quando da utilização desse tipo de fluido. No contexto dessa tecnologia emergente para operações offshore, o controle da pressão no fundo do poço e das vazões de injeção e de produção constitui sua principal característica, constatando-se a carência de ferramentas de engenharia confiáveis para efetuar os cálculos de hidráulica de perfuração e garantir a segurança operacional. Um resumo dos principais tipos de fluidos de base gasosa, de acordo com suas principais aplicações onshore, é apresentado na Tabela 5.

20 TABELA 5. Fluidos de perfuração de base gasosa. CLASSIFICAÇÃO BASE GÁS GÁS/AR SECO COMPONENTES PRINCIPAIS N 2 ou ar CARACTERÍSTICAS para perfuração rápida em rochas duras NÉVOA ar e água (ou lama) alta velocidade anular ESPUMA ESPUMA ESTABILIZADA ar, água e agente espumante ar, água contendo polímeros ou bentonita e agente espumante para perfuração de rochas estáveis com baixa pressão de formação (Pf) para poços com baixa Pf (qualquer tipo de rocha) Fonte: modificada de GRAY & DARLEY, (1981)

21 4. FUNÇÕES DAS LAMAS DE PERFURAÇÃO As lamas têm papel fundamental nas operações de perfuração. Diversas pesquisas e desenvolvimentos têm sido feitos visando melhorar o desempenho das lamas. A seguir, tem-se uma lista das principais funções que as lamas devem atender. 4.1 Remoção dos cavacos Os cavacos são fragmentos de rochas arrancados do sub solo pela ação da broca giratória. Estes fragmentos necessitam ser removidos do local de trabalho da broca. Esta função é extremamente importante para facilitar os esforços de ação da broca, que é um dos equipamentos mais exigidos mecanicamente na perfuração. O fluido de perfuração é bombeado pelo interior da tubulação de perfuração (drill pipe), coleta estes pedaços de rocha e os carrega até a superfície. A lama deve ter a capacidade de fazer com que as rochas flutuem juntamente com a lama, limpando a área de trabalho das brocas. Na figura a seguir, tem-se um exemplo da importância da atuação da lama na limpeza dos cavacos na zona de perfuração ou do contato entre broca e formação rochosa.

22 FIGURA 3 Movimento da lama no interior do poço durante a perfuração Fonte:http://www.battelle.org/Environment/publications/EnvUpdates/winter2004/gfx/drill_bit.jpg 4.2 Controle da pressão no interior do poço A lama é projetada para evitar acidentes, visando contrabalancear a pressão natural das formações rochosas. Um equilíbrio apropriado deve ser obtido, no qual a pressão do fluido de perfuração contra as paredes do poço é suficiente para contrabalançar a pressão exercida pelas formações rochosas, porém esta não pode ser muito alta, para não danificar o poço. A pressão das lamas depende basicamente de sua densidade. Diversos aditivos são acrescentados às lamas para aumentar a sua densidade e, dessa forma, a pressão exercida sobre as paredes do poço. Esta densidade deve ser ajustada para atender as condições específicas de cada poço. 4.3 Estabilizar as formações rochosas A prioridade é manter a estabilidade das formações rochosas, submetidas aos esforços de pressão da broca giratória, o mais estável possível. Isto é feito por meio da manutenção da pressão do fluido de perfuração acima da pressão do fluido contido nos poros das rochas. Existe uma tendência natural de que o fluido de perfuração deve penetrar na rocha permeável da formação.

23 Com a utilização de aditivos nas lamas, isso pode ser minimizado. O fluido de perfuração pode interagir com a rocha ao seu redor de outras formas. Por exemplo, se a rocha estiver impregnada com sal, a água dissolverá o sal e tenderá a desestabilizar as paredes do poço; sendo, neste caso, mais indicado uma lama base-óleo. As formações rochosas com alto conteúdo de argila também tendem a serem lavadas e removidas pela água. Essas formações exigem um fluido inibidor para manter um poço estável e evitar o alargamento ou remoção pela ação da água. Após chegar até a rocha-reservatório, a composição do fluido de perfuração pode exigir uma mudança, a fim de evitar a obstrução dos poros da rocha. FIGURA 4 Estabilização das formações rochosas 4.4 Lubrificação da broca e do canal de perfuração Quando a broca gira em contato com a rocha, ocorrem diversos problemas ligados ao atrito e ao aquecimento. Do mesmo modo, o canal de perfuração também sofre com o atrito das formações rochosas e, também pelos esforços na tubulação, sobretudo de torção. As lamas têm a função de lubrificar e de resfriar estes equipamentos para estender a vida útil da broca e diminuir os esforços das tubulações. A lubrificação é particularmente importante em poços estendidos ou

24 horizontais, nos quais o atrito entre a tubulação de perfuração, a broca e as superfícies rochosas, deve ser reduzido. 4.5 Aquisição de dados As lamas têm a função de transmitir diversos tipos de dados que são extraídos no decorrer da operação de perfuração. Estes dados são extremamente importantes para que a perfuração transcorra da melhor maneira possível. Os principais dados são: perfilagem elétrica, análise dos cavacos, pressão no interior do poço e outros. Estes testes são primordiais para se realizar algumas correções na lama, tais como a adição de elementos e, também, substituição da lama de perfuração.

25 5. COMPOSIÇÃO E APLICAÇÕES Existem inúmeras composições adequadas para cada tipo específico de perfuração. A utilização intensiva de aditivos visa adequar a lama de perfuração às formações rochosas de cada poço, isto quer dizer que as lamas sofrem uma mudança significativa ao longo da perfuração. É importante identificar o momento correto de adotar parâmetros diferentes, ou seja, de mudar as variáveis da perfuração. Normalmente, à medida que a profundidade de perfuração aumenta é necessária uma lama com densidade maior, para suportar as pressões estáticas do poço, e com maior força gel, para conseguir remover os cavacos com menos dificuldade do fundo do poço. Existem basicamente dois tipos de lamas de perfuração: lamas base-água e base-óleo. Porém, em cada perfuração um tipo específico de lama é necessário para que sejam correlacionadas da melhor maneira possível algumas variáveis, tais como: tempo, taxa de perfuração, desgaste das ferramentas, custo de manutenção e outros. Estas variáveis devem ser adequadas a cada um dos processos de perfuração, visando otimizar a operação, ou seja, minimizar os custos de produção, minimizar o tempo de perfuração e, conseqüentemente, maximizar os ganhos da empresa responsável pela perfuração. Portanto, os aditivos têm a função de desenvolver uma lama específica para cada tipo de solo a ser perfurado. Os aditivos também podem ser inseridos na perfuração ao longo do tempo, ou seja, não é necessário parar a perfuração para que a lama seja substituída, sendo possível adicioná-los de forma contínua. A classificação dos aditivos é baseada na Associação Internacional dos Contratantes de Perfuração (IADC - International Association of Drilling Contrators). A seguir, tem-se uma tabela dos principais aditivos utilizados:

26 TABELA 6 - Aditivos mais utilizados e suas respectivas funções e efeitos nas perfurações Função Aditivos mais usados Efeitos do aditivo na lama Controle de ph Espessantes (Materiais que adicionam peso) Cal, soda cáustica e outros ácidos Barita, chumbo, óxidos de ferro e outros materiais com elevada densidade Viscosificantes Bentonita, vários tipos de Redutores de filtrado Floculantes Dispersantes ou defloculantes Lubrificantes Estabilizadores de temperatura Tensoativos Emulsificantes Bactericidas Removedores de Cálcio argilas e polímeros, CMC Bentonita, argilas, amido, CMC, lignita e outros Salmoura, cal e diversos tipos de polímeros e sais Polifostfatos, lignita e lignosulfonatos Diversos tipos de óleo, surfactantes, glicóis e outros Diversos tipos de polímeros, copolímeros, lignita e tanino Surfactantes e umidificantes Ácidos graxos e orgânicos, amina, sabões e detergentes Cal, Soda Cáustica e paraformaldeidos Soda cáustica, bicarbonato de sódio e Controlar o grau de acidez (ph) para diminuir a corrosão dos equipamentos de perfuração Controlar as pressões naturais das formações pelo aumento do peso específico (densidade) das lamas Aumentar a viscosidade para melhor limpeza do poço e suspensão de cuttings e sólidos Diminuir a perda de lama que flui da coluna de perfuração para os poros das formações Agrupar as partículas sólidas em flocos, aumentando e facilitando a limpeza do poço Reduzir o aglomeramento das partículas em flocos, diminuindo a viscosidade e a força gel Reduzir o atrito da lama e resfriar os equipamentos de perfuração (broca e coluna) Aumentar a estabilidade térmica e estrutural em temperaturas elevadas Reduzir a tensão superficial entre as superfícies de partículas em contato (água/óleo, água/sólidos, etc) Criar e manter uma mistura heterogênea de dois líquidos imiscíveis (emulsão, usualmente água/óleo) Reduzir a contagem de bactérias e prevenir a degradação bacteriana de aditivos orgânicos Prevenir a contaminação das formações rochosas de diversas formas do sulfato de

27 alguns polifosfatos cálcio Inibidores de Corrosão Colóides, emulsões e lamas base óleo Inibir a corrosão da broca, através da neutralização de gases ácidos. Fonte: elaboração a partir www.worldoil.com/techtables/fluids_desc.asp ; SERRA, 2003 Para que alguns destes aditivos possam ser utilizados é preciso a tomada de controles, dentre os quais: 5.1 - Controle de Densidade Uma importante função de um fluido de perfuração é controlar a pressão do fluido no poço. Como muitas formações são hidrostaticamente pressurizadas (overpressured) e a pressão no poço deve ser mantida maior do que a da formação, a pressão no poço deve ser normalmente maior que a pressão hidrostática da água pura para prevenir o blowout. A pressão do fluido no poço é controlada variando a densidade do fluido de perfuração. A densidade varia adicionando-se sólidos pesados ao fluido. Entretanto as argilas adicionadas para controlar a viscosidade do fluido também aumentam sua densidade. O material mais usado para aumentar a densidade da lama de perfuração é a barita (sulfato de bário). Ela possui uma alta gravidade especifica de 4.2g/cm 3. Em alguns poços que exigem uma densidade muito alta, a barita pode constituir até 35% do volume do fluido. Devido à alta gravidade especifica da barita, aditivos para controlar a viscosidade são usados para manter a barita em suspensão no fluido. 5.2 - Controle de Perdas Durante a perfuração, o fluido é perdido para a formação enquanto escoa para dentro da camada permeável. Para minimizar esta perda, pequenas partículas são adicionadas ao fluido de perfuração que irão penetrar na formação como perda de fluido. Estes sólidos depois formam uma lama de baixa permeabilidade que limitará a perda de fluido. Na maioria dos casos, as partículas de argila adicionadas para controlar a viscosidade de um fluido são bem sucedidas no controle das perdas de fluido para a formação.

28 Em algumas formações, entretanto, o tamanho dos poros pode ser tão grande que as partículas de argila são incapazes de tampar os buracos e construir um filtro. Estas formações podem incluir aquelas contendo fraturas naturais ou induzidas, areias muito permeáveis. Para diminuir as perdas de fluido nessas formações, sólidos grandes podem ser adicionados ao fluido de perfuração. Os sólidos que geralmente são usados para esta aplicação incluem mica, plástico, enxofre. 5.3 - Controle de ph Um elevado ph para lama entre 9.5 e 10.5 é quase sempre desejado em operações de perfuração. Um alto ph impede a corrosão do equipamento de perfuração. Para manter o ph no nível desejado, hidróxido de sódio (NaOH) é adicionado à lama. 5.4 - Lubrificantes Durante a perfuração, pode ocorrer bastante atrito entre a broca de perfuração e a formação e entre a coluna de perfuração e as paredes do poço. Para reduzir este atrito, lubrificantes são adicionados ao fluido de perfuração. Estes lubrificantes aceleram a perfuração e ajudam a manter o poço. Lubrificantes comuns são óleo diesel, óleos vegetais/minerais, perolas de vidro, grafite, ésteres e gliceróis. 5.5 - Inibidores de Corrosão A corrosão é causada por gases que se encontram dissolvidos na lama de perfuração, por exemplo, oxigênio, gás carbônico, ou acido sulfidrico. A melhor proteção contra corrosão para os equipamentos de perfuração deve incluir a eliminação destes gases da lama. Se esta eliminação não for possível, a taxa de corrosão deve ser reduzida. Inibidores de corrosão não previnem a corrosão, mas reduzem sua taxa para níveis aceitáveis. Os inibidores mais comuns utilizam um surfactante que protege o metal com uma camada de óleo.