UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA

CENTRO DE EDUCAÇÃO SUPERIOR DA FOZ DO ITAJAÍ – CESFI

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

CRISTOPHER BASTIDAS LEÓN

ANÁLISE TEÓRICO PRÁTICO DE LAMA BENTONÍTICA: Densidade, viscosidade e pH

BALNEÁRIO CAMBORIÚ, SC

2017

1

CRISTOPHER BASTIDAS LEÓN

ANÁLISE TEÓRICO PRÁTICO DE LAMA BENTONÍTICA: Densidade, viscosidade e pH

Projeto de Trabalho de Conclusão de Curso, como requisito parcial para a obtenção do grau e Bacharel em Engenharia de Petróleo ofertado pela Universidade do Estado de Santa Catarina. Orientador: Professor Engenheiro Francisco Germano Martins.

BALNEÁRIO CAMBORIÚ, SC

2017

2

CRISTOPHER BASTIDAS LEÓN

ANÁLISE TEÓRICO PRÁTICO DE LAMA BENTONÍTICA: Densidade, viscosidade e pH Trabalho de Conclusão do Curso de Engenharia de Petróleo do Centro de Educação Superior da Foz do Itajaí da Universidade do Estado de Santa Catarina, Bacharel em Engenharia de Petróleo na área de fluidos de perfuração. Banca Examinadora Orientador:

Prof. MSc. Francisco Germano Martins Universidade do Estado de Santa Catarina

Membro:

Prof. Dr. Damianni Sebrão Universidade do Estado de Santa Catarina

Membro:

Prof. MSc. Carlos Eduardo Metzler Universidade do Estado de Santa Catarina

2017

3

RESUMO

As predições feitas pelas curvas de produção de campos petrolíferos podem

mudar drasticamente se não forem considerados todos os fatores que alteram a

produção de hidrocarbonetos, o que pode tornar um campo economicamente

inviável. O controle nos processos de perfuração, completação e produção tem

que cumprir com procedimentos padrão e valores dentro de limites que garantam

uma produção aceitável, é por isso que cada componente ou fase envolvido,

passa por um controle que permita corrigir falhas ou mudanças que desviem o

objetivo do projeto.

Neste trabalho será feito uma análise de uma amostra de lama de perfuração

bentonítica a base de água, que pretende explicar alguns dos diferentes

procedimentos e testes ao qual a lama é submetida para seu ótimo desempenho,

também entender como afeta à produção de um reservatório quando sua

composição é alterada por diversos fatores e como pode ser corregido.

Palavras chave: Petróleo. Fluido de perfuração. Lama de perfuração.

Densidade. Viscosidade. pH. Floculação.

4

ABSTRACT

The predictions made by the production curves of oil fields may vary drastically if

all the factors that alter the production of hydrocarbons are not considered, which

can turn a field economically unfeasible. The control in the processes of drilling,

completion and production has to comply with standard procedures and values

within the limits that guarantee an acceptable production; that is why each

equipment or phase involved, goes through a control that allows to correct the

failures and variations that may deviate from the objective of the project.

In this work, an analysis of a sample of water-based bentonite drilling mud will be

carried out; the results of density tests, relative viscosity and flocculation point will

be presented based on a pH increase aiming to explain some of the different

procedures and tests through which the drilling mud undergoes for its optimal

performance, also it will be explained how the production of a reservoir is

affected when its composition is altered by various factors and how this can be

corrected.

Key words: Petrolium. Drill fluid. Drill mud. Density. Viscosity. pH. Flocculation.

5

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1 - MISTURADOR E COPO HAMILTON BEACH ................................................... 17

FIGURA 2 - LIQUIDIFICADOR DE ALTA VELOCIDADE....................................................... 17

FIGURA 3 - BALANÇA DE LAMA ...................................................................................... 18

FIGURA 4 - FUNIL DE MARSH .......................................................................................... 18

FIGURA 5 - MÉTODO COLORIMÉTRICO .......................................................................... 19

FIGURA 6 - PHMETRO ..................................................................................................... 19

FIGURA 7 - REPRESENTAÇÃO DA DUPLA CAMADA ELÉTRICA ........................................ 23

FIGURA 8 - DIAGRAMA DA FORMAÇÃO DE FLOCOS ...................................................... 23

FIGURA 9 - AUMENTO DA POROSIDADE E PERMEABILIDADE DE DUAS SUSPENSÕES

COM DIFERENTES TEORES DE NACL EM FUNÇÃO DA PRESSÃO DE FILTRAÇÃO. ... 25

FIGURA 10 - ESQUEMA DE UMA PLANTA DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO COM

SEPARADOR TRIFÁSICO. ......................................................................................... 26

FIGURA 11 - FLUXOGRAMA DOS ENSAIOS REALIZADOS COM A LAMA DE PERFURAÇÃO

................................................................................................................................ 27

FIGURA 12 - MISTURADOR ÁGUA DESTILADA E BENTONITA ......................................... 28

FIGURA 13 - EQUIPAMENTO PARA MEDIR TEOR DE ALCALINIZANTE NA AMOSTRA ... 29

FIGURA 14 - FORMAÇÃO DE FLOCOS NA AMOSTRA DE LAMA DE PERFURAÇÃO .......... 29

FIGURA 15 – DENSIDADE DA LAMA EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE HEMATITA .............. 35

FIGURA 16 - VISCOSIDADE EFETIVA EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE GOMA XANTANA E

CMC ........................................................................................................................ 39

6

LISTA DE TABELAS

TABELA 1 - VANTAGENS DOS FLUIDOS À BASE DE ÁGUA .............................................. 13

TABELA 2 - DESVANTAGENS DOS FLUIDOS À BASE DE ÁGUA ........................................ 13

TABELA 3 - VANTAGENS DOS FLUIDOS À BASE DE ÓLEO ............................................... 14

TABELA 4 - DESVANTAGENS DOS FLUIDOS À BASE DE ÓLEO ......................................... 14

TABELA 5 - FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE ACORDO COM O PRINCIPAL CONSTITUINTE 15

TABELA 6 - CONVERSÃO DAS UNIDADES DA DENSIDADE .............................................. 31

TABELA 7 - CARACTERÍSTICAS DA LAMA DE PERFURAÇÃO ............................................ 33

TABELA 8 - PARÂMETROS DA LAMA BENTONITICA EXIGIDOS PELA NBR 6122 ............. 34

TABELA 9 - PERCENTAGEM E MASSA DE NAOH PARA ATINGIR A FLOCULAÇÃO ........... 36

TABELA 10 - VISCOSIDADE MÉDIA COM FUNIL CESFI E VISCOSIDADE RELATIVA

CORREGIDA PELO FC EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE GOMA XANTANA .................... 37

7

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................ 9

1.1 FORMULAÇÃO DO PROBLEMA ............................................................. 9

1.2 JUSTIFICATIVA ..................................................................................... 10

1.3 OBJETIVOS ........................................................................................... 11

1.3.1 Objetivo principal ................................................................. 11

1.3.2 Objetivos específicos........................................................... 11

2 INTRODUÇÃO TEÓRICA ......................................................................... 11

2.1 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ................................................................ 12

2.1.1 Funções dos fluidos de perfuração ..................................... 12

2.1.2 Composição dos fluidos de perfuração ............................... 13

2.2 AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DA LAMA DE PERFURAÇÃO .......... 15

2.2.1 Preparação da amostra ....................................................... 16

2.2.2 Propriedades medidas......................................................... 17

2.3 MINERAIS E COMPOSTOS QUÍMICOS UTILIZADOS NOS FLUIDOS DE

PERFURAÇÃO ................................................................................................ 20

2.4 APLICAÇÃO DO MÉTODO DE FLOCULAÇÃO NA INDUSTRIA DO

PETRÓLEO ...................................................................................................... 22

2.4.1 Floculação em fluidos de perfuração ................................... 22

2.4.2 Efeito da floculação sobre a permeabilidade do reboco ...... 24

2.4.3 Tratamento de água através da floculaçao utilizada na

indústria de petróleo .................................................................................. 25

3 METODOLOGÍA ....................................................................................... 26

3.1 ENSAIOS PROPOSTOS NA LAMA DE PERFURAÇÃO ....................... 26

3.2 PROCEDIMENTOS DOS ENSAIOS ...................................................... 27

3.2.1 Preparação da lama ............................................................ 27

8

3.2.2 Teor de alcalinazantes ........................................................ 28

3.2.3 Determinação da densidade da lama de perfuração ............. 30

3.2.4 Determinação da viscosidade da lama de perfuração ......... 31

4 RESULTADOS ......................................................................................... 33

4.1 CARACTERISTICAS DA LAMA DE PERFURAÇÃO ............................. 33

4.2 DENSIDADE EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE ÓXIDO DE FERRO .......... 34

4.3 TEOR DE ALCALINIZANTES QUE ESTIMULAM A FLOCULAÇÃO ..... 36

4.4 VISCOSIDADE RELATIVA EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE GOMA

XANTANA E CARBOXIMETILCELULOSE (CMC) ........................................... 36

5 CONCLUSÕES ......................................................................................... 39

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 41

ATA DE DEFESA DE TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ...... 43

9

1 INTRODUÇÃO

A viabilidade de um projeto de exploração e produção de hidrocarbonetos

depende de diversos fatores, tanto comerciais quanto às propriedades físicas,

químicas e geológicas do reservatório que se pretende produzir. A produção

desta matéria prima, requer equipamentos que aumentem a produção assim

como também garantam a segurança e evitem danos ao meio ambiente. Entre

estes equipamentos de produção encontra-se o fluido de perfuração que

depende exclusivamente das formações onde será perfurado o poço.

O desempenho ótimo do fluido de perfuração garantirá menos riscos tanto

para o pessoal envolvido diretamente com o desenvolvimento e a produção do

poço, assim como também menores custos de operação. Para garantir que o

fluido de perfuração cumpra com os requisitos ajustáveis pela formação, são

feitos testes previamente nos laboratórios das empresas petroleiras e também

no campo com o objetivo de manter ou mudar as propriedades do fluido que

podem ser alteradas quando este entra em contato com as rochas. Os principais

testes feitos com o fluido de perfuração são de densidade, viscosidade, acidez,

tamanho de partículas entre outros. Equipamentos básicos e de alta tecnologia

são utilizados em laboratórios e em campo que permitem manter um controle

sobre o fluido para garantir o melhor desempenho das funções e melhor

descarte.

1.1 FORMULAÇÃO DO PROBLEMA

Na indústria do petróleo, aceitamos o fato de que os fluidos de perfuração,

de completação e de recuperação são componentes indispensáveis em cada

etapa da produção de hidrocarbonetos.

Neste trabalho foi feito especial enfoque no fluido de perfuração, os

procedimentos de como esta lama é testada para obter uma analises do seu

comportamento, também será abordado os problemas que o fluido pode

ocasionar dentro do poço quando a lama começa a flocular devido à adição de

alcalinizantes muito utilizados na indústria de petróleo. Mas como a floculação

que é vista como uma alternativa de descontaminação do fluido de perfuração

10

pode ser vista também como um problema dentro do poço? e qual seria o limite

de concentração de alcalinizantes que o fluido suporta até começar o processo

de floculação? Estas questões serão respondidas através de uma recopilação

de informações acadêmicas e ensaios experimentais no laboratório feitos sobre

uma amostra real de fluido de perfuração, obtendo dados que permitam entender

os procedimentos e responder tais questões.

1.2 JUSTIFICATIVA

Na exploração e produção de hidrocarbonetos, a etapa de perfuração é

crucial, pois qualquer erro ou incidente pode trazer mudanças no projeto,

aumentando o tempo e consequentemente custos. Na fase de perfuração do

poço, o fluido utilizado, chamado de “lama de perfuração” é o encarregado de

funções importantes como a remoção de cascalho gerado pela broca,

esfriamento da broca de perfuração, manter estabilidade no poço entre outras, é

composta por uma mistura de aditivos definidos pelas propriedades físicas e

químicas da zona perfurada e por tanto deve possuir características que auxiliem

no processo de perfuração do poço. Esta lama de perfuração possui

propriedades como massa específica, viscosidade, taxa de filtração, alcalinidade

entre outras que são determinadas pelas características da rocha onde é

utilizado.

Neste trabalho se pretende obter uma análise das propriedades da lama

bentonítica, vantagens e desvantagens do processo de floculação, como este

processo é aplicado na indústria de petróleo e como é controlado com a

finalidade de melhorar a produção e evitar problemas no poço.

Experimentalmente pretende-se obter dados a partir de uma amostra real de

lama de perfuração que indique o teor de alcalinizantes que o fluido pode

suportar até começar a formação de flocos e também quais são os melhores

aditivos para mudar a viscosidade.

11

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 Objetivo principal

Fazer uma análise comparativa de uma amostra de lama bentonitica

através de ensaios práticos e dados teóricos, quando sua densidade,

viscosidade e pH são alteradas.

1.3.2 Objetivos específicos

Por em pratica os procedimentos necessários para uma análise das

propriedades da lama de perfuração.

Analisar o teor de alcalinizantes utilizados na amostra da lama que geram

flocos e posteriormente a floculação.

Analisar experimentalmente a resposta do fluido de perfuração quando

adicionado aditivos que mudam sua viscosidade e densidade.

2 INTRODUÇÃO TEÓRICA

Segundo (BRANTLY, 1971, PENNINGTON 1949) os primeiros registros

existentes sobre utilização dos fluidos de perfuração na produção de poços são

atribuídos aos chineses, os quais deixavam cair objetos pesados no poço para

fragmentar a rocha em busca de salmoura, gás e água. Vertiam água dentro do

poço com o objetivo de amolecer a pedra e retirar os fragmentos em suspenção.

No ano de 1866 Sweeney consolida o método denominado stone drill, que é a

base do método de perfuração utilizado hoje em dia, além disso no mesmo

período começou a utilização de aditivos no fluido que mudavam a plasticidade

e maleabilidade para resolver problemas dentro do poço, consequentemente

aumentando a produção. O fluido de perfuração utilizado atualmente tem que

possuir a massa específica e viscosidade suficiente para remover cascalhos do

fundo do poço sem danificar a formação em contato.

12

2.1 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

Fluido de perfuração é um fluido circulante usado para tornar viável uma

operação de perfuração (API,1991). “São dispersões complexas de sólidos,

líquidos e gases, usualmente constituídas de duas fases: uma dispersante

(aquosa ou orgânica) e outra dispersa” (IRAMINA,2017, p.5).

De acordo com Caenn Ryen (2014, p. 1)

O sucesso da completação de um poço de petróleo e seu custo

dependem amplamente das propriedades do fluido de perfuração. O

custo do fluido de perfuração é relativamente baixo, entretanto a

escolha do fluido adequado e a manutenção das propriedades certas

durante a perfuração influenciam profundamente no custo total do

poço. Por exemplo, o número de dias de operação de uma plataforma

depende da taxa de penetração da broca e da prevenção de atrasos

provocados por desmoronamentos de folhelhos, tubos de perfuração

presos, perdas de circulação, etc. Além disso o fluido de perfuração

afeta a avaliação da formação e subsequente a produtividade do poço.

2.1.1 Funções dos fluidos de perfuração

Conforme o descrito pela ANP (2005), hoje em dia o fluido tem diversas

aplicações utilizadas ao longo do processo de perfuração.

Na perfuração rotativa, as principais funções utilizadas pelo fluido de

perfuração são:

1. Carregar os cascalhos produzidos pela broca, através do anular entre

o poço e a formação, até a superfície.

2. Reduzir o atrito entre a coluna de perfuração e a formação.

3. Manter a estabilidade das seções não revestidas do poço.

4. Controlar as pressões interna do poço.

5. Permite a coletar informação a partir de amostras dos cascalhos

carregados.

13

2.1.2 Composição dos fluidos de perfuração

De acordo com Caenn (2014), os fluidos de perfuração são classificados

segundo a sua base:

1. Fluidos de Base de Água: Partículas sólidas, suspensas em água ou

em salmoura, sendo a água a fase continua do fluido. São os fluidos

mais comumente utilizados na indústria.

a) Vantagens

Tabela 1 - Vantagens dos fluidos à base de água

Fase contínua Função

-Tornar o fluido menos agressivo ao meio

ambiente.

-Facilitar a detecção de gás no poço.

Água -Permitir maior taxa de penetração da broca.

-Menor custo inicial.

-Maior eficiência no combate a perdida por

circulação.

Fonte: Guimarães e Rossi (2008 apud Morais 2009)

b) Desvantagens

Tabela 2 - Desvantagens dos fluidos à base de água

Fase contínua Função

-Menor estabilidade em altas temperaturas.

Água

-Não podem ser usados em perfuração onde

existem argilas sensíveis à água (ocorrência do

inchamento da argila e possível aprisionamento

da coluna por desmoronamento da formação).

Fonte: Guimarães e Rossi (2008 apud Morais 2009)

14

2. Fluidos de Base de Óleo: Partículas sólidas suspensas no óleo, ou

seja, a água ou salmoura são emulsionadas no óleo convertendo-o na

fase contínua.

a) Vantagens

Tabela 3 - Vantagens dos fluidos à base de óleo

Fase contínua Função

-Estabilidade a altas temperaturas.

-Fluido de perfuração mais leve.

-Confere uma perfuração mais rápida.

Óleo -Baixa taxa de corrosão.

-Ter grau de inibição elevado em relação ás

rochas ativas.

-Ter baixa solubilidade de sais inorgânicos.

-Gera menor produção de cascalhos.

Fonte: Guimarães e Rossi (2008 apud Morais 2009)

b) Desvantagens

Tabela 4 - Desvantagens dos fluidos à base de óleo

Fase

contínua

Função

-Maior custo inicial.

-Podem causar danos ambientais sérios.

Óleo -Menos taxa de penetração.

-Maior dificuldade no combate a perda por circulação.

-Dificuldade na detecção de gás por solubilidade na

fase contínua.

Fonte: Guimarães e Rossi (2008 apud Morais 2009)

3. Gás: Os cascalhos são carregados por jatos de alta velocidade de gás

natural ou ar, sendo necessário adição de agentes espumantes para

remoção de influxos de água.

15

Podemos classificar os fluido de perfuração também segundo o

principal componente e a forma estrutural como mostrado na Tabela

5.

Tabela 5 - Fluidos de perfuração de acordo com o principal constituinte

Gás Água Óleo

Gás seco: Ar, gás natural,

gases de exaustão, gases

de combustão.

Água doce Óleo diesel ou óleo cru

Névoa: Gotículas de água

ou lama transportada na

corrente do ar.

Espuma: Bolhas de ar

cercadas por um filme de

água contendo um

surfactante estabilizante.

Espuma estável: Espuma

contendo materiais de

reforço de filme, como

bentonita e polímeros

orgânicos.

Solução: Verdadeira e

coloidal, ou seja, sólidos

que não se separam após

repouso prolongado.

Sólidos em solução com

água incluem:

1.Sais.

2.Surfactantes.

3. Coloides orgânicos.

Emulsão: Um fluido oleoso

mantido em pequenas

gotas na água por um

agente emulsificante.

Lama: Uma suspensão de

sólidos (por exemplo

barita) em qualquer um dos

fluidos acima, com aditivos

químicos conforme

necessário para modificar

as propriedades.

Lama de óleo: Um fluido de

perfuração de base óleo

estável contém:

1. Agentes emulsificantes

de água.

2. Agentes de suspensão.

3. Agentes de controle de

filtração. Pode conter

barita para aumentar a

densidade.

Fonte: Fluidos de Perfuração e Completação (2014)

2.2 AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DA LAMA DE

PERFURAÇÃO

Os fluidos utilizados na produção são submetidos a constantes mudanças

ao decorrer do processo ao qual são submetidos, assim mudanças de

temperatura, pressão, fluxo turbulento ou outros como mudança nas taxas de

16

cisalhamento devido a alterações no diâmetro do poço, torna muito mais difícil

prever o comportamento do fluido no fundo do poço. Para controlar as

propriedades dos fluidos são feitos testes tanto no laboratório como no campo,

estes testes aceitos pela indústria, são simples e rápidos, mas não refletem

completamente o comportamento final no fundo do poço. Os procedimentos de

avaliação do fluido de perfuração realizados neste trabalho, seguem as mesmas

recomendações de Caenn (2014) baseados nas publicações da API

Recommended Practice 13B-1, 2009, API Recommended Practice 13B-2, 2009,

API Recommended Practice 13I, 2006.

2.2.1 Preparação da amostra

A amostra da lama de perfuração tem que ser testada no laboratório

previamente a ser implementadas no poço, a lama tem que ser testada às

condições semelhantes do poço. No laboratório as amostras são submetidas a

forças de cisalhamento até obter viscosidade constante e a temperatura

ambiente ou do fundo do poço dependendo da localização que vai ser sometida

a lama no poço.

Os misturadores são os equipamentos utilizados para combinar os

materiais da lama, como Hamilton Beach (Figura 1) ou liquidificadores de alta

velocidade (Figura 2). É importante submeter o fluido de perfuração a uma taxa

de cisalhamento alta com a finalidade de alcançar as taxas que existem na

circulação no poço. Tais taxas são obtidas mais facilmente com os

liquidificadores pois geram maiores taxas de deformação do fluido devido ás

altas velocidades de fluxo geradas pelo rotor. Liquidificadores usados como

misturadores só podem ser utilizados em curtos intervalos de tempos, pois

geram altas temperaturas no fluido o que provoca a evaporação da água

mudando a composição, também só podem ser utilizados volumes pequenos de

amostra, aproximadamente 1 litro (CAENN, 2014).

17

Figura 1 - Misturador e copo Hamilton Beach

Fonte: Fann Instrument Company

Figura 2 - Liquidificador de alta velocidade

Fonte: KitchenAid Diamond

2.2.2 Propriedades medidas

a) Densidade

“A densidade, ou peso da lama, é determinado pesando um volume

preciso da lama e dividindo o peso pelo volume” (CAENN,2014, p.95).

Existem vários métodos de medição da densidade dependendo das

propriedades da amostra e do equipamento utilizado. Geralmente para

18

medição da densidade de fluidos de perfuração é utilizado uma

balança de lama (Figura 3) pela sua simplicidade e praticidade.

Figura 3 - Balança de lama

Fonte: Shangai Luheng Instrument Co., Ltd.

b) Viscosidade

“Viscosidade é propriedade que indica a maior ou a menor

dificuldade de o fluido escoar (escorregar)” (BRUNETTI, 2008, p. 5).

O instrumento utilizado em campo para medições empíricas da

viscosidade é o funil de Marsh (Figura 4) que mede a viscosidade

relativa, ou seja, mede a relação da viscosidade da lama em relação à

viscosidade da água. As medições permitem manter o controle

periódico da viscosidade, mas esse controle é o de campo, menos

preciso que o controle feito no laboratório pois carecem de base

científica.

Figura 4 - Funil de Marsh

Fonte: ControlsGroup

19

c) Acidez e alcalinidade

A acidez e a alcalinidade aplicado em fluidos aquosos, permite

obter o potencial de Hidrogênio (pH) da lama. As lamas podem ser

classificadas segundo o pH, assim lamas com pH menores que 7 são

lamas ácidas, lamas com pH iguais a 7 são lamas neutras e lamas com

pH maiores que 7 são lamas alcalinas (BARRETO, 2012).

Segundo Barreto (2012), lamas com pH maiores ou iguais a 9 são

as mais utilizadas na perfuração de poços. É importante conhecer a

acidez e alcalinidade dos compostos pois um fluido com característica

ácida pode provocar corrosão nas ferramentas, drill pipes, comandos

e brocas.

Existem dois métodos de medição do pH conforme Caenn (2014),

o primeiro é o método colorimétrico com tiras de papel impregnadas

com indicadores (Figura 5), o segundo método é o pHmetro (Figura 6)

que utiliza eletrodos de vidro.

Figura 5 - Método colorimétrico

Fonte: Liter. Br

Figura 6 - pHmetro

Fonte: GEHAKA.br

20

2.3 MINERAIS E COMPOSTOS QUÍMICOS UTILIZADOS NOS

FLUIDOS DE PERFURAÇÃO

O técnico químico encarregado da lama é responsável de controlar que

as propriedades do fluido, tanto de perfuração como de completação utilizado no

poço, mantenham suas características funcionais, pois problemas podem

acontecer causados pela mistura de argilas entre o fluido e as camadas das

rochas alterando assim as propriedades de tais fluidos, consequentemente

restringindo a produtividade do poço.

Como mostrado na Tabela 5, os fluidos de perfuração podem ser

classificados como lamas quando são composto por sólidos em suspensão como

argilas. “Argilas é um material natural composto por partículas extremamente

pequenas de um ou mais argilomineral. Argilomineral são minerais constituídos

por silicatos hidratados de alumínio e ferro” (SIEDLECKI, 1999).

Segundo Castelli (1994) os minerais mais utilizados na indústria do

petróleo e principalmente em fluidos de perfuração são: bentonita, barita,

atapulgita, sepiolita, vermiculita, magnetita porosa, mica, perlita expandida, mica,

grafita, cloreto de sódio, gipsita, e gilsonita que podem ser utilizados sem ser

processados.

Minerais e compostos químicos são utilizados para modificar as

propriedades do fluido de perfuração de acordo com as funções requisitadas.

Propriedades como viscosidade, densidade, acidez, anti-espessante,

estabilizador, lubrificantes são algumas das quais podem ser modificadas.

a) Modificadores de densidade

Uma função muito importante do fluido de perfuração é a de manter um

diferencial de pressão nas paredes das camadas rochosas, impedindo que

aconteça um influxo dos fluidos para o poço (kick), para isto, a densidade da

lama tem que ser suficiente para que a pressão de poro não desloque fluidos

paro o poço. Altas densidades aumentam o risco de gerar uma falha por tensão

(fratura induzida), produzindo perdida de lama para a formação.

21

De acordo Baltar (2012) no Brasil o mineral mais utilizado é a barita como

adensante de fluidos por apresentar peso especifico elevado (4,5 g/cm3), outros

minerais também podem ser acrescentados com o mesmo objetivo como

hematita (óxido férrico) e galena pois possuem alta densidade dos grãos.

A hematita assim como a barita são metais pesados insolúveis, por tanto

sua mistura com a água doce é por meio da adesão1.

b) Promotor de viscosidade

A função de carregar os detritos gerados pela broca precisa que o fluido

de perfuração tenha a viscosidade suficiente para empurrar o cascalho até a

superfície, mas também deve ser considerado que quanto maior viscosidade,

maior pressão para bombear o fluido dentro do poço.

Segundo Baltar (2012) uma característica importante dos minerais

utilizados no fluido é o fato de ter característica tixotrópica, ou seja, que a

viscosidade varia dependendo do movimento do fluido, assim quando o fluido

está parado a densidade aumenta formando uma espécie de gel que impedi que

os sólidos carregados pelo fluido voltem e provocando que a broca fique presa

conhecido como pistoneio mecânico, uma vez que o problema seja resolvido o

fluido começa a fluir voltando ao estado inicial. A bentonita, a goma Xantana e o

CMC são utilizados para aplicar viscosidade à lama a base de água doce pois

estes aditivos funcionam como agentes espessantes2, ou seja, tem a capacidade

de aumentar a viscosidade sem alterar outras propriedades do liquido no qual

são misturados. Em água salgada é necessário compostos adicionais pois a

bentonita perde as propriedades tixotrópicas.

_______________________

1 “Propriedade da matéria pela qual se unem duas superfícies de substâncias iguais ou diferentes

quando entram em contacto, e se mantém juntas por forças intermoleculares” (Wikipédia, 2017).

2 Formam fibras microscópicas rígidas que aglomeram uma massa envolvendo o liquido por

tensão superficial (Wikipédia, 2017).

22

c) Redutores de Acidez

Conforme Barreto (2012) para prevenir corrosão nos equipamentos de

perfuração, é adicionado soda cáustica (NaOH) à lama de perfuração pois seu

caráter básico neutraliza os ácidos produzidos nas formações e, logo deixa

menos agressivo para os equipamentos. A soda cáustica é um dos produtos

mais perigosos utilizados pelo pessoal na sonda pois pode ocasionar

queimaduras.

2.4 APLICAÇÃO DO MÉTODO DE FLOCULAÇÃO NA

INDUSTRIA DO PETRÓLEO

2.4.1 Floculação em fluidos de perfuração

Como visto na Tabela 5, fluidos a base de água podem ser soluções que

contem coloides, em conjunto são denominados sistemas coloidais pois ao

menos um dos componentes do sistema tem dimensão de 1nm até 1𝜇𝑚 (Shaw,

1975), neste estado a decantação é impossível uma vez que o movimento

Browniano de partículas e a repulsão elétrica entre as partículas anulam o efeito

da gravidade.

Uma vez que o sistema coloidal é desestabilizado quando as partículas

em suspenção carregadas negativamente, com a fase liquida em repouso é

adicionando concentrações elevadas de eletrólitos positivos (cátions) que

comprimem as camadas duplas elétricas (Figura 7) provocando a união das

partículas devido as forças de atração de Van Der Waals, este processo é

chamado de coagulação. A coagulação faz com que os coloides em suspensão

interagem entre eles e se juntem devido as forças de atração de Van Der Waals,

forças elétricas e forças magnéticas formando flocos. A acumulação dos flocos

de alto peso molecular na superfície de partículas chama-se floculação (Figura

8) (STALORASKI, 2010).

23

Figura 7 - Representação da dupla camada elétrica

Fonte: Portal Petróleo & Energia

Figura 8 - Diagrama da formação de flocos

Fonte: Tratamento de água caldeiras

Segundo Lima (2001) existem dois fatores relacionados ao grau de

floculação de uma suspenção que são o grau de colisão entre as partículas

dependendo da energia contidas nelas e probabilidade que depois da colisão as

partículas permaneçam aglomeradas.

A floculação pode ser induzida no fluido de perfuração por meio de

compostos químicos como dito anteriormente, dos quais os mais comuns são a

soda cáustica (NaOH), a cal e o cloreto de sódio (NaCl). A soda cáustica além

de ser usada como floculante também é utilizada como redutor de acidez como

citado no item 2.3.c, isso tem que ser considerado no momento da adição de

aditivos na lama de perfuração pois as duas propriedades serão alteradas.

24

2.4.2 Efeito da floculação sobre a permeabilidade do reboco

Como visto no item 2.4.1 o processo de floculação cria camadas de

sólidos em forma de redes abertas e flexíveis. Quanto maior o grau de floculação

mais fortes serão as ligações entre as partículas e mais resistentes a

deformações por pressões. O aumento da pressão de filtração comprime a

estrutura formada pelos flocos e isso faz com que o reboco diminua a porosidade

e a permeabilidade, mas se o grau de floculação é alto, a estrutura resistirá

melhor à pressão. Caenn (2014) diz que se obtém melhores resultados quando

existe agregação1 de sólidos, pois a deposição de lamelas2 de argilas é mais

espesso fazendo com que a estrutura fique mais forte como é mostrado na

Figura 9, onde mostra dois suspensões. A suspensão3 1 possui 0,4 g por litro de

cloreto de sódio (NaCl) provocando uma floculação fraca, entanto a suspensão

2 foi adicionada 35 g/L de NaCl provocando floculação forte e agregação. A

Figura 9 também mostra como a suspenção 2 apresenta maior permeabilidade

e porosidade que a suspensão 1.

_______________________

1 Atração de partículas por forças de van der Waals ou atração eletrostática (USP, 2013).

2 A natureza lamelar das argilas inspirou seu nome genérico: filossilicatos. Em grego, phyllos

significa ‘folha’, ou lamela (UNICAMP, 1998).

3 Tipo de mistura formada por uma ou mais fases (mistura heterogênea). Existe a fase externa

que normalmente é um líquido ou semi-sólido e a fase interna formado por partículas sólidas

insolúveis (Wikipedia, 2017).

25

Figura 9 - Aumento da porosidade e permeabilidade de duas suspensões com diferentes teores de NaCl em função da pressão de filtração.

Fonte: Caenn 2014 (Dados de von Engelhardt e Schindewolf, 1952)

2.4.3 Tratamento de água através da floculação utilizada na indústria de

petróleo

Durante todo o processo de produção de hidrocarbonetos é inevitável a

produção de grandes volumes de água contidos nos reservatórios, quando estes

volumes são extraídos a superfície não possuem valor comercial, por tanto tem

que ser reutilizados ou descartados (Figura 10) o que torna um processo

complicado, como confirma Silva (2000, p.2), “dado sua composição complexa

de sais, gotículas de óleos em suspensão, produtos químicos (adicionados nos

26

diversos processos de produção), metais pesados e, por vezes, alguma

radioatividade”.

Segundo Magalhaes, Souza, Azevedo e Carvalho no XX Congresso

Brasileiro de Engenharia Química (2014, p. 1).

O descarte inadequado deste efluente industrial reflete em

ataques à legislação ambiental vigente, assegurada pelas

RESOLUÇÕES CONAMA 357/2005, 393/2007 e pela Lei Ambiental

430/2011, e se apresenta como um sério risco ambiental.

Atualmente, a indústria do petróleo se utiliza de um processo

convencional de tratamento da água produzida, o qual é composto

pelas etapas de coagulação/floculação e flotação, a fim de diminuir a

turbidez e o teor de óleos e graxas (TOG) presentes nessa água. A

água tratada, então, é descartada ou, por vezes, reutilizada, quando a

qualidade final está adequada para reuso.

Figura 10 - Esquema de uma planta de processamento primário com separador trifásico.

Fonte: Petróleo e Gás. ISPT (2016)

3 METODOLOGÍA

3.1 ENSAIOS PROPOSTOS NA LAMA DE PERFURAÇÃO

As experiências com a lama de perfuração foram reproduzidas com base

nos procedimentos padrão descritos nas publicações da API (API

27

Recommended Practice 13B-1,2003). Com algumas modificações no ensaio da

viscosidade.

Figura 11 - Fluxograma dos ensaios realizados com a lama de perfuração

NÃO não não

sim sim

Fonte: Elaborado pelo autor

3.2 PROCEDIMENTOS DOS ENSAIOS

3.2.1 Preparação da lama

Amostra

Medição da massa especifica Medição da viscosidade

Adição de Goma

Xantana Adição de NaOH

Floculação?

Medição do teor mínimo de

alcalinizante utilizado

Atingiu a

viscosidade

desejada?

Medição da massa de Goma

Xantana

Analises de resultados

Descarte da amostra

28

Foi preparado 5 L de lama a base de água destilada com argila

montmorilonita (bentonita) com uma composição de 12 g por cada 350 ml de

água. A escolha da base de água da lama foi com o intuito de facilitar os ensaios

e o descarte do mesmo.

Mediu-se 1000 ml de água destilada e misturado com 35 g de bentonita

em um misturador Fisotom 713D (Figura 11) com agitação constante de 500 rpm,

a temperatura ambiente (20°C) e durante 20 minutos.

Figura 12 - Misturador água destilada e bentonita

Fonte: Elaborada pelo autor

O processo anterior foi repetido sucessivamente até obter 5000 ml de

lama para os ensaios propostos. Posteriormente a lama foi armazenada e

mantida em repouso durante 24 horas para dar tempo dos coloides hidratarem

como é aconselhado nas normas API 2003.

3.2.2 Teor de alcalinazantes

29

Como alcalinizante foi escolhido o hidróxido de sódio (NaOH) também

conhecido como soda caustica. Dois gramas de soda foram diluídos em 500 ml

de água destilada e colocado cuidadosamente na bureta graduada (Figura 12).

Uma amostra de 150 ml de lama de perfuração foi utilizada para este

teste. A continuação como primeira tentativa foi adicionado 15 ml da solução de

soda e agitada a mistura com ajuda da barra magnética até observar a formação

de flocos na lama (Figura 13).

Figura 13 - Equipamento para medir teor de alcalinizante na amostra

Fonte: Elaborado pelo autor

Figura 14 - Formação de flocos na amostra de lama de perfuração

Fonte: Elaborado pelo autor

30

Sabe-se agora que com 15 ml acontece a formação de flocos dos coloides

suspensos na lama, então foi feito outro teste com uma nova amostra de lama

para determinar a quantidade mínima de alacalinizante até o começo da

floculação. Finalmente para conferir a resposta obtida foi feito um terceiro teste

para obter finalmente a quantidade de soda caustica que provoca a floculação

na lama de perfuração.

3.2.3 Determinação da densidade da lama de perfuração

Foi previamente calibrada a balança de lama com água destilada como

procedimento padrão, depois foi enchido o copo com amostra da lama e

colocado a tampa, limpar o excesso de lama da tampa e mover o marcador até

balançar os pesos e ler a densidade. Repetir três vezes procedimento e fazer

uma média dos resultados obtidos.

Para alterar a densidade da lama, foi adicionado 100 g de hematita

(Fe2O3) em três etapas, adicionando 25g, 50g e 100g respetivamente. No

misturador Fisotom (Figura 12) é feita a mistura do aditivo com a lama de

perfuração. Finalmente é medida a densidade na balança de lama e anotado os

resultados de cada etapa.

A densidade pode ser lida tanto em lb/gal como em g/cm3, como mostrado

em Caenn (2014, p. 95), os fatores de conversão são:

Gravidade específica (SG) = g/cm3 = lb/gal/8,33 = lb/ft3/6,3

(3.1)

Gradiente de lama em psi/pé = lb/ft3/144 = lb/gal/19,24 =

SG*0,433

(3.2)

Gradiente de lama em kg/cm2/m = SG*0,1 (3.3)

A API apresenta uma tabela resumida da transformação de unidades de

densidade (Tabela 6)

31

Tabela 6 - Conversão das unidades da densidade

Fonte: API Recommended Practice 13B-1

3.2.4 Determinação da viscosidade da lama de perfuração

Com um volume de 1000 ml da lama, promoveu-se o escoamento

cronometrado e registrado o tempo em segundos do fluxo do volume da amostra.

O tempo obtido depende, em parte da viscosidade efetiva em uma taxa de

cisalhamento no orifício do funil e, em parte, da taxa de gelificação.

Foi determinado 5g de goma Xantana para a primeira parte e 2,5g de CMC

para a segunda parte deste ensaio. Em 1000 ml da lama foi adicionado grama a

grama os aditivos viscosificantes e feito medições do tempo de escoamento para

determinar a viscosidade de Marsh (viscosidade relativa).

Para determinar a viscosidade efetiva, parte-se da Equação (3.4) de

Skelland (1967) para fluidos não newtonianos e viscosímetros de orifício.

ℎ𝜌𝑔 =

1

2𝜌𝜐2 + 2𝑘 (

3𝑛 + 1

𝑛)

𝑛

(𝜐𝑛𝐿

𝑟𝑛+1)

(3.4)

Onde:

32

ℎ = Altura do liquido acima do orifício [m]

𝜌 = Densidade da lama [g/cm3]

𝑔 = Aceleração da gravidade [m/s2]

𝐿 = Comprimento do tubo [m]

𝑟 = Raio do tubo [m]

𝑘, 𝑛 = Constantes da lei dos fluidos

No artigo publicado por Martin J, Pitt (2000), a Equação (3.4) é resolvida por

métodos de cálculo numérico com a ferramenta Fortran e determinados os

valores de k e n. Além é feito uma comprovação experimental e comparados os

dados de simulação.

Como resultado do método de cálculo numérico e outras considerações

explicitadas no artigo, obtém-se a Equação (3.5).

𝑡 = 𝑡𝑉 + 𝑥 (

𝜇𝑒

𝜌)

1.2

(3.5)

Onde:

𝑡 = Tempo de Marsh para um volume V [s]

𝑡𝑉 = Tempo de descarga do mesmo volume V com densidade desprezível

𝑥 = Número característico do funil (0,016 para funil padrão)

𝜇𝑒 = Viscosidade efetiva [cp]

Como dito anteriormente, uma vez obtida a comparação pratica e da

simulação, a Equação (3.5) pode ser expressada de forma mais simples e

provavelmente suficiente para ser usada em campo através da Equação (3.6).

𝜇𝑒 = 𝜌(𝑡 − 25) (3.6)

Neste trabalho foi disponibilizado um funil diferente ao de Marsh, ou seja,

possui uma geômetra diferente e por tanto é necessário calcular um fator de

correção que possa ser aplicado nas equações de viscosidade vistas até agora

pois estas são aplicáveis somente a medições feitas num funil de Marsh.

33

O fator de correção fc foi baseado em cálculos feitos pelo professor

Francisco Martins (2017) em base do funil utilizado nos laboratórios do CESFI e

adaptado à lama utilizada neste trabalho, como mostrado a continuação.

𝑓𝑐 =

𝑄𝑓𝑢𝑠𝑎𝑑𝑜

𝑄𝑀𝑎𝑟𝑠ℎ

(3.7)

𝑄𝑀𝑎𝑟𝑠ℎ =

𝑉𝑝𝑎𝑑𝑟ã𝑜

𝑡𝑚é𝑑𝑖𝑜=

946𝑐𝑚3

30𝑠= 31,53𝑐𝑚3/𝑠

(3.8)

𝑄𝑓𝑢𝑠𝑎𝑑𝑜 =

𝑉𝑝𝑎𝑑𝑟ã𝑜

𝑡𝑚é𝑑𝑖𝑜=

946𝑐𝑚3

5,58𝑠= 169,53𝑐𝑚3/𝑠

(3.9)

𝑓𝑐 =168,93

36,38= 5,38

4 RESULTADOS

4.1 CARACTERISTICAS DA LAMA DE PERFURAÇÃO

Com a preparação de 5 L de água destilada e 172 g de argila (bentonita),

obteve-se uma lama com características mostradas na Tabela 7. As

propriedades foram conferidas com três medições em cada equipamento.

Tabela 7 - Características da lama de perfuração

Tentativa Densidade [lb/gal] Viscosidade Relativa [s]

1 8,500 6,10

2 8,510 5,51

3 8,510 5,13

Média 8,507 5,58 Fonte: Elaborado pelo autor

34

Comparado com os dados teóricos da Tabela 8, disponibilizados pela

Associação Brasileira de Empresas de Engenharia de Fundações e Geotecnia

(ABEF, 2004), e a lama feita neste trabalho, observa-se que possui densidade

de 1,021 g/cm3 uma vez aplicada a Equação (3.1).

Tabela 8 - Parâmetros da lama bentonitica exigidos pela NBR 6122

Parâmetros Valores Equipamento para ensaio

Peso específico 1, 025 a 1,10

g/cm³ Densímetro

Viscosidade 30 a 90 s Funil Marsh

pH 7 a 11 Papel de pH

"Cake" 1,0 a 2,0mm "filter press"

Teor de areia até 3% "baroid sand content" ou similar Fonte: Norma Brasileira de Projeto e Execução de Fundações.

Observa-se que a densidade atingiu o valor esperado, enquanto a

viscosidade não pode ser comparada pois o funil utilizado tinha dimensões

diferentes do Funil de Marsh, o que mudou o tempo de fluxo esperado, como

pode ser observado o tempo médio de escoamento do fluido no funil utilizado

neste trabalho (Funil CESFI) foi muito menor do esperado na Tabela 8. Na seção

4.3 serão aplicadas as respetivas correções.

4.2 DENSIDADE EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE ÓXIDO DE

FERRO

Como mencionado na seção 3.2.3 deste trabalho, foi feito a adição de

quatro medidas de hematita (Fe2O3), utilizado na indústria do petróleo como

adensante. Para determinar a percentagem da hematita em relação da massa

total da lama, precisasse conhecer a densidade da lama que foi definida no item

4.1 então determinamos que:

Dados da lama

Volume da lama [cm3] Densidade da lama [g/cm3]

1000 1,021

Da seguinte equação:

35

𝜌 =𝑚

𝑉 (4.1)

é determinado que a massa da lama é 1021 g, então para determinar a

percentagem da massa da hematita que foi utilizada:

1021 𝑔 → 100%

100 𝑔 → 𝑚𝑜 %

Como resultado obtemos que a massa da hematita é mo= 9,79% em

relação da massa total da lama bentonitica.

A Figura 15 mostra o aumento da densidade em função da adição de

hematita.

Figura 15 – Densidade da lama em função da adição de hematita

Fonte: Elaborado pelo autor

O resultado experimental é aceitável pois a densidade como era esperado

aumentou 8,7% com adição da hematita. Graficamente também podemos notar

que o incremento da densidade é linear pois na equação (4.1) o aumento da

massa é proporcional a da densidade.

1,021

1,041

1,060

1,110

1,000

1,020

1,040

1,060

1,080

1,100

1,120

0,0000 2,0000 4,0000 6,0000 8,0000 10,0000

Den

sid

ade

[g/

cm3

]

Hematita em relação a massa da lama [%]

36

4.3 TEOR DE ALCALINIZANTES QUE ESTIMULAM A

FLOCULAÇÃO

Três medições foram necessárias para conferir o teor de NaOH que

estimula a produção de flocos e consequentemente a floculação dos mesmos.

Como dito na seção 3.2.2 a primeira tentativa mostrou que com 15 ml da

solução de soda caustica podiam ser observados os flocos se formando na

superfície da lama. Na Tabela 9 é mostrado a porcentagem Hidróxido de sódio

(soda caustica) mínimo necessário para observar o processo de floculação na

lama.

Tabela 9 - Percentagem e massa de NaOH para atingir a floculação

Tentativa Solução de Soda [ml] Teor de alcalinizante [%] Massa de Soda

[g]

1 15 3 0,060

2 10 2 0,040

3 9 1,8 0,036 Fonte: Elaborado pelo autor

Como mostrado na Tabela 9, a porcentagem mínima de hidróxido de sódio

necessária foi de 1,8% da solução, ou equivalente a 0,036 gramas de NaOH

para 150 ml de lama.

4.4 VISCOSIDADE RELATIVA EM FUNÇÃO DA ADIÇÃO DE

GOMA XANTANA E CARBOXIMETILCELULOSE (CMC)

A viscosidade relativa foi calculada adicionando 1 g de goma xantana por

vez e misturando por um tempo aproximado de 20 minutos, assume-se uma

temperatura constante de 20°C. A percentagem da massa da goma (mx) em

relação da massa total da lama de perfuração é mostrado a continuação.

Novamente os dados da lama são apresentados:

37

Dados da lama

Volume da lama [cm3] Densidade da lama [g/cm3]

1000 1,021

Da Equação (4.1) sabe-se que a massa da lama é 1021 g, então para

determinar a massa da goma que foi utilizada:

1021 𝑔 → 100%

5 𝑔 → 𝑚𝑥 %

Como resultado obtemos que a mx= 0,49% de goma xantana em relação

a massa total da lama. Do mesmo jeito achamos a percentagem de massa do

CMC como mostrado a continuação:

1021 𝑔 → 100%

2,5 𝑔 → 𝑚𝑐𝑚𝑐 %

Obtemos que mcmc=0,24%. A massa de CMC tem um grau viscosificante

maior que a goma xantana, em outras palavras, é necessário menos massa de

CMC para obter o mesmo grau de viscosidade que obtemos com a goma

xantana como será mostrado na Figura 16.

Na Tabela 10 são mostrados os valores da viscosidade média calculados

com o Funil CESFI e os valores da viscosidade relativa uma vez que foi aplicado

o fc nas medições com a Goma Xantana.

Na Tabela 11 é mostrado o mesmo analises anterior com o CMC.

Tabela 10 - Viscosidade média com Funil CESFI e Viscosidade relativa corregida pelo fc em função da adição de Goma Xantana

Goma Xantana[g] Viscosidade média [s] Viscosidade relativa [s]

0 5,58 30,02

2 5,99 32,24

3 6,58 35,38

4 7,84 42,16

5 9,23 49,64 Fonte: Elaborado pelo autor

38

Tabela 11 - Viscosidade média com Funil CESFI e Viscosidade relativa corregida pelo fc em função da adição de CMC

CMC [g] Viscosidade média [s] Viscosidade relativa [s]

0 5,58 30,020

1 6,64 35,723

1,5 7,25 39,005

2 7,89 42,448

2,5 10,18 54,768 Fonte: Elaborado pelo autor

Uma vez aplicada a Equação (3.6) com os dados da viscosidade relativa,

os valores da viscosidade efetiva são apresentados na Tabela 12 e Tabela 13.

Tabela 12 - Viscosidade efetiva em função da Goma Xantana

Goma Xantana[g] Viscosidade relativa [s] Viscosidade efetiva [cp]

0 30,02 5,126

2 32,24 7,396

3 35,38 10,600

4 42,16 17,522

5 49,64 25,157 Fonte: Elaborado pelo autor

Tabela 13 - Viscosidade efetiva em função do CMC

CMC [g] Viscosidade relativa [s] Viscosidade efetiva [cp]

0 30,020 5,126

1 35,723 10,948

1,5 39,005 14,299

2 42,448 17,815

2,5 54,768 30,394 Fonte: Elaborado pelo autor

39

Figura 16 - Viscosidade efetiva em função da adição de Goma Xantana e CMC

Fonte: Elaborado pelo autor

5 CONCLUSÕES

A lama de perfuração bentonitica a base de água preparada no

laboratório, cumpriu os objetivos de testes. Comparados com os dados da

Tabela 8, obteve-se resultados similares nos ensaios propostos e com a análise

teórica conferimos que a lama de perfuração se comporto de acordo ao

esperado.

O aumento de massa com a hematita fez com que a densidade da lama

aumentasse, mantendo outras propriedades como a viscosidade inalteradas pois

implicou só no aumento da massa. A hematita ao ter uma densidade de 5,1 g/cm3

é melhor agente adensante que a barita (4,5 g/cm3), a qual é mais comumente

utilizada na indústria brasileira. Existem outros adensantes como oxido de zinco

ou carbonato de chumbo com maior densidade mas ao mesmo tempo possuem

metais pesados o que provoca níveis altos de contaminação se não são tratados

adequadamente no descarte.

5,126

7,396

10,600

17,522

25,157

5,126

10,948

14,299

17,815

30,394

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

0 , 0 0 0 0 , 1 0 0 0 , 2 0 0 0 , 3 0 0 0 , 4 0 0 0 , 5 0 0 0 , 6 0 0

Vis

cosi

dad

e ef

etiv

a [c

p]

Massa de aditivos em relação da massa da lama [%]

Goma Xantana

CMC

40

Comparados os aditivos viscosificante notamos que o CMC (polímeros

sintéticos), tem melhor desempenho que a Goma Xantana (polímeros naturais)

pois precisou-se apenas da metade da massa para atingir níveis mais elevados

de viscosidade da lama. O valor de mercado dos aditivos é similar por tanto seria

mais vantajoso economicamente utilizar CMC, mas a goma por ser um polímero

natural teria menos impacto no ambiente.

A utilização de equipamentos diferentes ao sugeridos pela API, tem maior

dificuldade na hora de determinar propriedades dos fluidos, pois fatores de

correção e incertezas de novos equipamentos tem que ser considerados na hora

dos cálculos, é o caso da utilização do Funil CESFI neste trabalho, pois como

pode ser notado, o tempo de influxo na viscosidade relativa inicial da lama foi

menor que o tempo de influxo medido com um Funil de Marsh, por tanto, é

necessário considerar um fator de conversão pois medidas de viscosidade

efetiva ou dinâmica consideram o tempo medido com o funil de Marsh. É

importante também que o fator de correção seja determinado a partir de fluidos

da mesma composição, por exemplo, neste trabalho foi determinado o fator

comparando as vazões de lama bentonitica nos dois tipos de funil, entanto se

quisermos calcular para um fluido diferente, tem que ser feito medições de vazão

próprias daquele fluido. Erros pode ser corregidos fazendo mais medições do

tempo de efluxo, também considerando a geometria do Funil CESFI ou para

resultados mais precisos é indispensável a utilização do Funil Marsh.

No cálculo de alcalinizante concluiu-se que é necessário apenas 1,8% da

solução de soda caustica em 150 ml de lama para apreciar a presença de

formação de flocos. A medição foi feita a olho nu o que pode ter excedido a

quantidade de alcalinizante necessário neste ensaio. A soda caustica é um

produto perigoso por isso o motivo de ter diluído ele, o cuidado com sua

utilização tem que ser rigoroso mais ainda quando são utilizado grandes volumes

na indústria.

41

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Laboratorios. Guía da Univeridade Mayor, Ingeniería Petrolera, San Andrés, 2014.

43

ATA DE DEFESA DE TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

Ata de Defesa do Trabalho de Conclusão de Curso em Engenharia de Petróleo de

__________________________________________.

Aos _____ dias do mês de _____ de dois mil e ______, reuniu-se a Banca Examinadora

do trabalho apresentado como Trabalho de Conclusão de Curso em Engenharia de

Petróleo de _________________________, intitulada:

_____________________________________. Compuseram a banca examinadora os

professores __________________________, _____________________________ e

____________________________. Após a exposição oral, o(a) candidato(a) foi

arguido(a) pelos componentes da banca que reuniram-se reservadamente, e decidiram,

_____________________________, com a nota _______ para o trabalho escrito e com

a nota _____ para a apresentação oral, gerando a média final do TCC de ________.

Para constar, redigi a presente Ata, que aprovada por todos os presentes, vai assinada

por mim, Orientador, e pelos demais membros da banca.

____________________________

Orientador (a)

Presidente da Banca Examinadora

____________________________

Avaliador 1

____________________________

Avaliador 2