UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA DEPARTAMENTO DE QUÍMICA PROGRAMA MULTIDISCIPLINAR EM PETRÓLEO E GÁS ANP/MCT/PRH30 S S S E E E L L L E E E Ç Ç Ç Ã Ã Ã O O O D D D E E E T T T E E E N N N S S S O O O A A A T T T I I I V V V O O S S S E E E I I I N N N F F F L L L U U U Ê Ê Ê N N N C C C I I A A A D D D E E E U U U M M M E E E S S S T T T A A A B B B I I I L L L I I I Z Z Z A A A N N N T T T E E E P P P A A A R R R A A A A A O O O T T T I I I M M M I I I Z Z Z A A A Ç Ç Ç Ã Ã Ã O O O D D D E E E F F F O O O R R R M M M U U U L L A A A Ç Ç Ç Õ Õ Õ E E E S S D D D E E E F F F L L L U U U I I I D D D O O O S S S D D D E E E P P P E E E R R R F F F U U U R R R A A A Ç Ç Ç Ã Ã O O O A A A B B B A A A S S S E E E D D D E E E Ó Ó Ó L L L E E E O O O V V V E E E G G G E E E T T T A A L L L O A L S Ã Giliane Vital da Silva Natal-RN 2005
60
Embed
SSSEEELLLEEEÇÇÇÃÃÃOOO E NDDDEEE ...sicbolsas.anp.gov.br/sicbolsas/Uploads/TrabalhosFinais/2001.6953-0/... · SELEÇÃO DE TENSOATIVOS E INFLUÊNCIA DE UM ESTABILIZANTE PARA
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA
DEPARTAMENTO DE QUÍMICA PROGRAMA MULTIDISCIPLINAR EM PETRÓLEO E GÁS
Ao Deus, criador de todas as coisas, por dar-me saúde, coragem
e forças para que pudesse realizar esta jornada, sobrepondo as dificuldades
que sempre encontramos durante toda nossa vida.
Aos meus pais, JEVANI PEDRO DA SILVA e MARLY VITAL DA SILVA, pelo apoio, carinho e atenção durante toda a minha vida escolar.
As minhas irmãs, GISLEIDE VITAL DA SILVA, GISLENE VITAL
DA SILVA e em especial à JEANE VITAL S. SUASSUNA BARRETO, a quem
me espelho pelo esforço que a cada dia supera, tanto no seu lado pessoal
quanto profissional.
Aos meus professores e orientadores ROSÂNGELA BALABAN
GARCIA, MARTA COSTA e HÉLDER GIRÃO, que sempre transmitiram com
paciência e segurança suas disciplinas de forma concisa, para que minha
aprendizagem pudesse chegar com êxito neste trabalho e dando-me incentivo
para alcançar outros objetivos no futuro.
A minha amiga VANESSA MEDEIROS DE LACERDA pela ajuda
e por dividir comigo uma grande parte das atividades acadêmica e pessoal. A
quem desejo sucesso em seus objetivos.
Aos amigos e companheiros de laboratório no LAPET (Laboratório
de pesquisas em petróleo).
SILVA, G. V. SELEÇÃO DE TENSOATIVOS E INFLUÊNCIA DE UM ESTABILIZANTE PARA A OTIMIZAÇÃO DE FORMULAÇÕES DE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO A BASE DE ÓLEO VEGETAL . 2005. 46f. Monografia
(Graduação em Química) – Laboratório de Pesquisa em Petróleo –
Departamento de Química, Universidade Federal do Rio Grande do Norte,
Natal, 2005.
Orientadora: Profª.Drª. Rosangela Balaban Garcia
BANCA EXAMINADORA: Membros:
______________________________________________ Profª.Drª. Marta Costa - UFRN
_______________________________________________ Prof. Msc. Joaquim Hélder Saraiva Girão – UFRN
Tensoativos, ou muitas vezes denominados surfactantes, são moléculas
anfifílicas caracterizadas por possuírem regiões estruturais com características
hidrofílica e hidrofóbica. A região hidrofílica é constituída por grupos iônicos ou
não-iônicos polares ligados à cadeia carbônica, sendo normalmente
denominada de cabeça ou grupo polar do tensoativo. A região hidrofóbica é
constituída normalmente de uma ou mais cadeias alquílicas ou alquilfenílicas,
com oito ou dezesseis átomos de carbono. É denominada de cauda do
tensoativo.
É possível ter grupos não-ionicos hidrofílicos que exibem também uma
afinidade forte com as moléculas de água; por exemplo, cada unidade do
monômero em um poli (óxido de etileno) mostra uma afinidade modesta por
água e o efeito da soma de diversas destas unidades na cadeia do polímero
apresentam forte afinidade com as moléculas de água.
Os tensoativos são classificados como aniônicos, catiônicos, não-iônicos
ou anfifílicos, de acordo com a carga na parte ativa da superfície em uma
molécula. Alguns exemplos comuns são dados na Tabela 2. Os tensoativos
são frequentemente nomeados com relação a sua aplicação tecnológica. Eles
são usados em fluidos de perfuração como emulsificantes, umectantes,
espumantes, desespumantes e para reduzir a hidratação nas superfícies das
argilas (inibidor).
Os tensoativos aniônicos são os mais usados, devido ao custo e o
desempenho. Os catiônicos são caros, mas sua ação germicida torna-os úteis
para algumas aplicações. Uma vantagem apresentada pelos não-iônicos é que
o comprimento dos grupos hidrofílicos e hidrofóbicos pode ser variado [Duncan
J. Shaw, 1992].
Tabela 2: Agentes tensoativos [Duncan J. Shaw, 1992].
________________________________________________________ Aniônico Estearato de sódio CH3(CH2)16COO-Na+
Oleato de sódio CH3(CH2)7CH=CH(CH2)7COO-Na+
Dodecil sulfato de sódio CH3(CH2)11SO4-Na+
Dodecil benzeno sulfonato de sódio CH3(CH2)11C6H4SO3-Na+
Catiônico Hidrocloreto de dodecilamina CH3(CH2)11NH3
+Cl-
Brometo de hexadeciltrimetil amônio CH3(CH2)15N(CH3)3+Br-
Não-iônico Poli (óxido de etileno)
Spans (esters de sorbitan) CH3(CH2)1(OCH2CH2)6OH *
Tweens (Poli (óxido de etileno) ésteres de sorbitan)
Anfifílico (CH3)2
Dodecil betaína C12H25N+
CH2COO-
________________________________________________________ * Abreviação C12E6 para denominar as cadeias hidrocarbônicas e etilênicas.
2.4 Processo de micelação — Concentração Micelar Crítica (CMC)
As moléculas dos produtos tensoativos são constituídas por um grupo
lipofílico e um grupo hidrofílico. Quando em solução aquosa, devido à presença
do grupo lipofílico, ocupam preferencialmente a superfície do líquido,
diminuindo a força de coesão entre as moléculas do solvente e,
conseqüentemente, diminuindo a tensão superficial. Entretanto, após saturar a
superfície, a colisão de novas moléculas de tensoativo tem pouco efeito sobre
o valor da tensão superficial, principalmente após atingirem certa concentração
crítica (CMC), onde se formam espontaneamente agregados moleculares de
dimensões coloidais, chamados micelas. A CMC depende da estrutura do
tensoativo (tamanho da cadeia do hidrocarboneto) e das condições
experimentais (força iônica, contra-íons, temperatura, etc) [JACQUIER e
DESBÉNE, 1995; LIN et al 1999, TESAROVÁ et al 2001].
A principal razão que leva os monômeros de um surfactante a se
associarem sob a forma de micelas é a diminuição da área de contato entre as
cadeias hidrocarbônicas do surfactante e a água. A formação do agregado,
porém, leva o surfactante a uma situação onde os grupos hidrofílicos (cabeças)
estão muito próximos, gerando uma repulsão eletrostática que se opõe ao
processo de micelização. Aqui os contra-íons desempenham um papel
fundamental quando em concentração suficiente (provenientes da própria
ionização do surfactante ou, ainda, de eletrólitos adicionados à solução). Eles blindam a carga do agregado, diminuindo o potencial elétrico e a repulsão entre
as cabeças dos monômeros.
Os surfactantes iônicos se dissociam, em solução aquosa, resultando em
duas espécies hidratadas: um cátion e um ânion, ou seja, o monômero do
surfactante e seu respectivo contra-íon.
O dodecil sulfato de sódio (Figura 4), por exemplo, é um surfactante
aniônico, e seu contra-íon é o cátion Na+.
Figura 4: Formação do agregado SDS.
A deterrminação da CMC pode ser efetuada a partir de uma técnica que
usa a medida da tensão superficial em função da concentração do surfactante,
como mostra a Figura 5. A CMC é encontrada no ponto indicado pela seta.
Figura 5: Esquema de determinação da CMC [http://www.che.uah.edu].
Na Figura 5 pode-se observar três fases distintas:
1) em concentrações muito baixas do surfactante, nenhuma mudança brusca
na tensão superficial é detectada, pois as moléculas estão rearranjando-se
na superfície.
2) Com o aumento da concentração do surfactante, ocorre um declínio na
tensão superficial, devido ao início da formação e aglomeração das micelas.
3) A aglomeração de micelas é intensa nesta fase. A adição de mais
surfactante é desnecessária, visto que a tensão superficial do meio não se
altera mais.
2.5 Fluidos de Perfuração [JOSÉ E. THOMAS, 2001]
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos,
produtos químicos e, por vezes, até gases. Do ponto de vista químico, eles
podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão,
dependendo do estado físico dos componentes.
Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir uma
perfuração rápida e segura. Assim, é desejável que o fluido apresente as
seguintes características:
- seja estável quimicamente;
- estabilize as paredes do poço, mecânica e quimicamente;
- facilite a separação dos cascalhos na superfície;
- mantenha os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;
- seja inerte em relação a danos às rochas produtoras;
- aceite qualquer tratamento, físico ou químico;
- seja bombeável;
- apresente baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à
coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de
circulação;
- facilite as interpretações geológicas do material retirado do poço;
- apresente custo compatível com a operação;
- provoque o menor impacto possível ao meio ambiente.
Os fluidos de perfuração possuem, basicamente, as seguintes funções:
- limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e
transportá-los até a superfície;
- exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar
o influxo de fluidos indesejáveis (kick) e estabilizar as paredes do
poço;
- resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.
2.5.1 Propriedades dos fluidos de perfuração [JOSÉ E. THOMAS, 2001]
As propriedades de controle dos fluidos podem ser físicas ou químicas.
As propriedades físicas são mais genéricas e são medidas em qualquer tipo de
fluido, enquanto que as químicas são mais específicas e são determinadas
para distinguir certos tipos de fluidos e propiciar informações para programas
de tratamentos de fluidos contaminados.
As propriedades físicas mais importantes e freqüentemente medidas nas
sondas são a densidade, os parâmetros reológicos, as forças géis (inicial e
final), os parâmetros de filtração e o teor de sólidos. Outras propriedades
físicas importantes são a resistividade elétrica, o índice de lubricidade e a
estabilidade elétrica.
As propriedades químicas determinadas com maior freqüência nos
laboratórios de sondas são o pH, os teores de cloreto e de bentonita e a
alcalinidade. Outras propriedades químicas são o excesso de cal (determinada
nos fluidos tratados por cal hidratada), o teor de cálcio e de magnésio, a
concentração de H2S e a concentração de potássio (testada nos fluidos
inibidos por gesso).
Parâmetros reológicos
O comportamento de fluxo de um fluido é definido pelos parâmetros
reológicos. Para isto considera-se que o fluido segue um modelo reológico,
cujos parâmetros vão influenciar diretamente no cálculo de perdas de carga na
tubulação e velocidade de transporte dos cascalhos.
A reologia é a ciência da deformação e fluxo da matéria. Fazendo certas
medidas do fluido é possível determinar como o fluido escoará sob variadas
condições de temperatura, pressão e taxa de cisalhamento.
Em termos reológicos, a viscosidade é o parâmetro mais conhecido,
sendo definida como a resistência que uma substância apresenta ao fluxo. No
campo, as principais propriedades reológicas de interesse para o desempenho
de um fluido são:
- Índice de comportamento;
- Índice de consistência (lbf/ft2, sn);
- Viscosidade aparente (cP ou mPa.s);
- Viscosidade plástica (cP ou mPa.s);
- Limite de escoamento (lb/100ft2 ou Pa);
- Força gel (lb/100ft2 ou Pa).
É importante controlar as propriedades reológicas do fluido visando
otimizar a operação de perfuração, maximizar a limpeza do poço, minimizar a
pressão de bombas, evitar influxo da formação e prevenir perda de circulação
para a formação perfurada.
Todos os fluidos possuem viscosidade e, conseqüentemente, apresentam
fenômenos de atrito quando ocorre o movimento. A força de atrito, ou de
cisalhamento, existe entre duas camadas de um fluido, podendo ser expressa
como tensão de atrito ou cisalhamento por unidade de área comum aos dois
fluidos. Designa-se por “τ” a tensão de cisalhamento que, para o escoamento
laminar, é proporcional à razão de deformação relativa, ou seja, é proporcional
ao gradiente de velocidade ∆V/∆γ, com o coeficiente de proporcionalidade “µ”
definido como coeficiente de viscosidade. Então temos:
(2)
Nos líquidos, a transferência de quantidade de movimento devido à
atividade molecular é pequena em comparação com a força de coesão entre as
moléculas, e, por isso, a tensão de cisalhamento (τ) e a viscosidade (µ)
dependem principalmente da ordem de grandeza destas forças de coesão que
tendem a manter as moléculas adjacentes em uma posição fixa e a resistir ao
movimento. Como estas forças diminuem rapidamente com o aumento da
temperatura, a viscosidade dos líquidos diminui com o aumento da temperatura
[Venard e Street, 1978].
A viscosidade aparente é a viscosidade do fluido quando medida a uma
taxa de cisalhamento fixada pelo American Petroleum Institute (API). No
modelo reológico plástico de Bingham, a viscosidade aparente é o valor da
metade da leitura executada em um viscosímetro rotacional a 600 rpm (1022 s-
1).
A viscosidade plástica é a medida da resistência interna exercida por um
fluido para fluir, resultando da interação dos sólidos presentes em um fluido de
perfuração. Ela tem um efeito mecânico, indicativo de número, tipo e tamanho
das partículas sólidas. Quando o teor de sólidos aumenta, a fricção entre as
partículas aumenta [OILFIELD, 2002].
Forças géis
Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado
semi-rígido quando estão em repouso e voltam a adquirir um estado de fluidez
quando estão novamente em movimento. A força gel é um parâmetro também
de natureza reológica que indica o grau de gelificação devido à interação
elétrica entre partículas dispersas. A força gel inicial mede a resistência para
colocar o fluido em fluxo. A força gel final mede a resistênca do fluido para
reiniciar o fluxo quando este fica certo tempo em repouso. A diferença entre
elas indica o grau de tixotropia do fluido.
Parâmetros de filtração
A capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de
partículas sólidas úmidas, denominada reboco, sobre as rochas permeáveis
expostas pela broca é de fundamental importância para o sucesso da
perfuração e da completação do poço. Para formar o reboco, deve haver o
influxo da fase líquida do fluido do poço para a formação. Este processo é
conhecido como filtração. É essencial que o fluido tenha uma fração razoável
de partículas com dimensões ligeiramente menores que as dimensões dos
poros das rochas expostas. Quando existem partículas sólidas com dimensões
adequadas, a obstrução dos poros é rápida e somente a fase líquida do fluido,
o filtrado, invade a rocha.
O filtrado e a espessura do reboco são dois parâmetros medidos
rotineiramente para definir o comportamento do fluido quanto à filtração.
Concentração hidrogeniônica – pH
O pH dos fluidos de perfuração é medido através de papéis indicadores
ou de potenciômetros, e é geralmente mantido no intervalo alcalino baixo, isto
é, de 7 a 10. O objetivo principal é reduzir a taxa de corrosão dos
equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas.
Alcalinidades
O pH determina apenas uma alcalinidade ou acidez relativa à
concentração de H+, empregando métodos comparativos. A determinação das
alcalinidades por métodos diretos de titulação volumétrica de neutralização
considera as espécies carbonato (CO3--) e bicarbonato (HCO-
3) dissolvidos no
fluido, além dos íons hidroxila (OH-) dissolvidos e não dissolvidos. Nos testes
de rotina são registrados os seguintes tipos de alcalinidades: alcalinidade
parcial do filtrado, alcalinidade da lama e alcalinidade total do filtrado.
Teor de cloretos ou salinidade
O teste de salinidade de um fluido é também uma análise volumétrica de
precipitação feita por titulação dos íons cloreto. Esta salinidade é expressa em
mg/L de cloretos, mg/L de NaCl equivalente ou ppm de NaCl equivalente.
Nas determinações de campo, os resultados de salinidade são
usados, principalmente, para identificar o teor salino da água de preparo do
fluido, controlar a salinidade de fluidos inibidos com sal, identificar influxos de
água salgada e identificar a perfuração de uma rocha ou domo salino.
2.5.2 Classificação dos fluidos de perfuração [JOSÉ E. THOMAS, 2001]
A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua
composição. Embora ocorram divergências, o principal critério se baseia no
constituinte principal da fase contínua ou dispersante. Neste critério, os fluidos
são classificados em fluidos à base de água, fluidos à base de óleo e fluidos à
base de ar ou de gás.
A natureza das fases contínua e dispersa, bem como os componentes
básicos e as suas quantidades definem não apenas o tipo de fluido, mas
também as suas características e propriedades.
Fluidos à base de água
A definição de um fluido à base água considera principalmente a natureza
da água e os aditivos químicos empregados no preparo do fluido. A proporção
entre os componentes básicos e as interações entre eles provocam sensíveis
modificações nas propriedades físicas e químicas do fluido.
Conseqüentemente, a composição é o principal fator a considerar no controle
das suas propriedades
A água é a fase contínua e o principal componente de qualquer fluido à
base de água, podendo ser doce, dura ou salgada.
Estes fluidos apresentam baixo custo, alto desempenho e fácil manuseio.
Possuem a desvantagem de causar dano em formações rochosas sensíveis à
água ou no pacote de agente de sustentação, devido a polímeros não
quebrados, resíduos insolúveis ou aditivos [Economides e Nolte, 1989].
Fluidos à base de ar ou gás
A utilização de um fluido circulante de ar, gás natural, gás inerte
ou misturado com água, tem vantagem econômica em áreas de rochas duras,
onde há pouca chance de encontrar grandes quantidades de água. O ar seco
ou gás irá prover uma rápida taxa de penetração, reduzindo a deposição de
cascalhos no poço [BAROID LIMITED, 1985].
Fluidos a base óleo
Os fluidos a base de óleo são aqueles em que um óleo constitui a fase
contínua ou dispersante, geralmente composta de hidrocarbonetos líquidos.
Pequenas gotículas de água ou de solução aquosa constituem a fase
descontínua desses fluidos. Alguns sólidos coloidais, de natureza inorgânica
e/ou orgânica, podem compor a fase dispersa. Os fluidos podem ser emulsões
água/óleo propriamente dita (teor de água < 10%) ou emulsão inversa (10% a
45% de água).
Estes fluidos possuem viscosidade superior aos fluidos base água, no
entanto, são fluidos caros e de difícil manuseio (Howard e Fast, 1970). São
utilizados em formações rochosas sensíveis à água.
Os óleos vegetais (Tabela 3) representam uma alternativa real para
aplicação em fluidos de perfuração e como substitutos do óleo diesel e da
parafina. Sendo um recurso renovável de origem agrícola ou florestal, a
implementação do uso energético dos óleos vegetais implica em vantagens
nos aspectos ambientais, sociais e econômicos e pode ser considerado como
um importante fator de viabilização do desenvolvimento sustentável.
Tabela 3: Principais componentes do óleo vegetal.
Composição do Óleo Vegetal Porcentagem
Oléico (C18H34O2) 28,0%
Linoléico (C18H32O2) 52,6%
Linolênico (C18H30O2) 8,00%
Palmítico (C18H32O2) 6,50%
2.6 Emulsão inversa [Patent 5830830].
Cerca de 10-20% dos poços existentes no mundo são perfurados com
fluidos de emulsão inversa. Muitos fluidos de perfuração a base de água, que
são chamados fluidos de perfuração emulsionados, recebem a adição de óleos
a fim de melhorar certas propriedades, tais como a lubricidade. A mudança
para fluidos de emulsão inversa ocorre quando os fluidos emulsionados a base
de água alcançam o limite de seu desempenho, ou quando formações
sensíveis ao filtrado do FBA devem ser perfuradas. Os fluidos de emulsão
inversa são vantajosos quanto à estabilidade, às formações sensíveis à água e
os poços inclinados. Além disso, alguns FBO são estáveis a altas temperaturas
e todos fornecem excelente proteção contra a corrosão. As principais
desvantagens são: preço relativamente mais elevado; maior risco na
perfuração de zonas portadoras de gás, maior grau de dificuldade para a
equipe responsável pela perfuração - plataformistas, torrista, sondador, etc; e,
finalmente, maior risco de contaminação ambiental.
Para fluidos de emulsão inversa, onde o óleo é a fase contínua, muitos
tipos de óleo, tais como: óleo diesel; óleo diesel purificado com menos de 0,5%
de aromáticos – conhecido como óleo limpo; óleo branco; olefinas e
alquilbenzenos são empregados. Esses são constituídos por hidrocarbonetos
puros que não são degradáveis nas condições anaeróbicas reinantes no fundo
do mar. Os fluidos de emulsão inversa contêm reagentes que, além de
estabilizarem a emulsão, devem garantir molhabilidade ao óleo de todos os
sólidos do próprio fluido de perfuração e dos cascalhos cortados pela broca.
Portanto, os cascalhos separados nos extratores de sólidos na superfície estão
impregnados com óleo e devem ser dispensados separadamente. Prejuízos
consideráveis ao meio ambiente ocorrem quando cascalhos e/ou fluidos
oleosos são jogados ao mar. Os cascalhos oleosos e a parte pesada dos
fluidos afundam nas imediações da plataforma e a parte mais leve é arrastada
pelas ondas e correntes marinhas para a costa. Por onde passa, a parte oleosa
dos fluidos e cascalhos pode provocar a morte de seres vivos por
hidrofobização.
O óleo diesel foi originalmente a base de fluidos de emulsão inversa. Óleo
diesel purificado com menos de 0,5% de aromáticos – conhecido como óleo
limpo; óleo branco; olefinas e alquilbenzenos têm sido mais empregados,
recentemente. Nenhum desses hidrocarbonetos, bem como os estabilizadores
de emulsão e agentes de molhabilidade, contém oxigênio e, conforme já
mencionado, não são degradavéis no fundo do mar.
O uso de triglicerídeos biodegradáveis de origem animal e vegetal em
fluidos de perfuração a base de óleo é explanado nas patentes americanas
U.S. Pat. No 4.374.737 e U.S. Pat. No 4.481.121. O uso de base oleosa
formada de éster simples para utilização em poços profundos é descrito em
DE-A-3842659 e DE-A-3842703.
Estes útimos surgem no mercado de fluidos de perfuração como
opções mais convenientes do ponto de vista ambiental.
2.7 Aditivos de fluidos de perfuração
Os aditivos são substâncias químicas que, quando adicionadas ao fluido,
conferem-lhe propriedades especiais, requeridas durante as atividades de
perfuração. Esses aditivos podem desempenhar uma série de funções no fluido
de perfuração, como mostradas na Tabela 4.
Atualmente, encontram-se disponíveis no mercado uma variedade de
aditivos, que possuem diferentes funções, em decorrência da variedade de
situações encontradas durante a perfuração de poços [World oil, 2002].
2.8 Viscosificantes
Os principais agentes viscosificantes são as argilas organofílicas que
consistem de materiais sintetizados pela troca de cátions inorgânicos de um
mineral argiloso (bentonita) por cátions orgânicos portadores de nitrogênio
quartenário. A intercalação de surfactantes orgânicos entre as camadas das
argilas não somente muda as propriedades da superfície de hidrofílica para
hidrofóbica, como também aumenta significativamente o espaço basal entre as
camadas. A argila modificada organicamente torna-se organofílica, onde a
energia superficial é diminuída e é mais compatível com líquidos orgânicos ou
matrizes poliméricas, em que estas argilas organofílicas podem ser agentes
reforçantes efetivos na síntese de nanocompósitos argilo-polímeros. As argilas
modificadas têm sido aplicadas nas indústrias de lubrificantes, papel e celulose,
cosméticos, medicamentos, tintas, fluidos de perfuração de poços de petróleo,
adesivos, fundição de metais, etc [Arthur C. Gonzaga, 2005].
Tabela 4: Funções desempenhadas pelos aditivos nos fluidos de perfuração.
Função Ação Tipo de aditivo Surfactantes (agentes ativantes de superfície)
Reduzir a tensão superficial e interfacial (força de contração devido a diferenças físico-químicas entre as superfícies em contato). Ex.: água/óleo, água/sólidos, água/ar, etc.
Dependendo das superfícies envolvidas, os aditivos podem agir como: emulsificantes ou desemulsificantes, floculantes ou desfloculantes e umectantes.
Emulsificantes (tensoativos) Criar uma mistura heterogênea (emulsão) de dois fluidos insolúveis. Dependendo do aditivo usado a emulsão pode ser catiônica (carga positiva), aniônica (carga negativa) ou não aniônica (neutra).
Ácidos graxos e aminas em fluidos a base de óleo e sabões; e ácidos orgânicos em fluidos a base de água.
Floculantes Promover o agrupamento das partículas coloidais em suspensão formando flocos e com isso aumentar a viscosidade, para melhorar a limpeza do poço.
Salmouras, cal hidratada, sulfato de cálcio hidratado, polímeros a base de acrilamida e tetrafosfato.
Dispersantes ou defloculantes
Reduzir a atração (floculação) entre as partículas de argila, e com isso diminuir a viscosidde e a e percentagem de sólidos na lama, diminuindo extensão de formação de gel e melhorando a capacidade de bombeamento do fluido.
Vários polifosfatos, lignita, materiais lignosulfonatos.
Lubrificantes Reduzir o coeficiente de fricção dos fluidos de perfuração com o decréscimo do arraste.
Óleos, líquidos sintéticos, grafite, surfactantes, glicóis e glicerina.
Inibidores do inchamento de folhelhos
Reduzir a hidratação de folhelhos para previnir o alargamento excessivo do poço e o levantamento ou desabamento, enquanto folhelhos sensíveis à água estão sendo perfurados.
Fontes de cálcio solúvel e potássio, assim como sais orgânicos.
Agentes estabilizadores de temperatura
Aumentar a estabilidade reológica e de filtração de fluidos de perfuração expostos a altas temperaturas.
Polímeros acrílicos, polímeros sulfonados e copolímeros.
Redutores do filtrado Diminuir a perda do fluido, uma medida da tendência da fase líquida do fluido de perfuração para a formação do poço.
Argilas de bentonita e lignita, CMC (carboximetil celulose), poliacrilato e goma pré-gelatinizada.
Controle do pH Controlar o grau de acidez ou alcalinidade do fluido.
Soda cáustica, cal, bicarbonato de sódio e outros ácidos comuns.
Bactericida Prevenir a degradação bacteriana de aditivos orgânicos como amido e goma xantana.
Redutores de cálcio Reduzir o cálcio na água do mar, tratar a contaminação por cimento e sobrepor os efeitos de contaminação da anidrita e gypsum, ambas formas do sulfato de cálcio.
Soda cáustica, bicarbonato de sódio.
Inibidores de corrosão Controlar a o pH para impedir a corrosão da broca, através da neutralização de gases ácidos de risco.
Produtos químicos a base de amina e fosfato.
Viscosificadores Aumentar a viscosidade para melhorar a limpeza do poço e suspensão de sólidos.
Bentonita, Carboximetilcelulose, argilas de atapulgita.
Espessantes (materiais que adicionam peso)
Controlar as pressões de formação, por possuírem alta gravidade específica (densidade).
Barita, compostos de chumbo, óxidos de ferro, carbonatos de cálcio e compostos similares possuindo alta densidade.
Agentes para desobstrução do tubo de perfuração
Reduzir a fricção e aumentar a lubrificação em áreas onde o tubo de perfuração está mais sujeito a emperrar
Detergentes, sabões, óleos, surfactantes.
3 MATERIAIS E MÉTODOS
3.1 Materiais e Equipamentos
Óleo vegetal
Tensoativos
Aditivos (emulsificantes, afinantes, viscosificantes, redutor de
filtrado, estabilizante)
Agitador Hamilton Beach
Filtrado HPHT FANN
Forno Roller Over FANN
Frascos para armazenamento dos fluidos
Reômetro Haake
Tensiômetro TERMO CAHN
Viscosímetro FANN 35A
Os tensoativos utilizados neste trabalho apresentam ação já
comprovada, mas seus nomes e fórmulas serão omitidos nesta monografia
pelo fato da formulação do fluido de perfuração tratar-se, hoje, de uma patente
da PETROBRAS [Desenvolvimento de formulações a base de óleo vegetal,
Relatório confidencial da PETROBRAS].
3.2 Métodos
3.2.1 Seleção de tensoativos
Vários tensoativos foram utilizados neste trabalho visando selecionar um
aditivo que resultasse em maior estabilidade de emulsão inversa com razão
óleo/água igual a 70/30.
Esta seleção foi feita a partir de testes nos quais se determinou a
concentração micelar crítica de cada tensoativo a fim de conhecer uma
concentração a ser aplicada na formulação de um fluido de perfuração.
3.2.2 Determinação da concentração micelar crítica (CMC) para diferentes misturas óleo-tensoativo
As misturas óleo-tensoativo foram preparadas adicionando crescentes
quantidades em massa do tensoativo ao óleo.
Depois de misturadas, as suspensões permaneceram em agitação
(agitador magnético) por 24hs. Com uma alíquota desta mistura mediu-se a
tensão superficial antes da simulação de poço. Em seguida, as amostras foram
submetidas ao envelhecimento, por 16h, em estufa rotativa a 250°F e, depois
de resfriadas, foram submetidas mais uma vez a medidas de tensão superficial.
A determinação da CMC de cada tensoativo foi realizada plotando-se os
valores de tensão superficial em função da concentração do tensoativo.
3.2.3 Estudo reológico para as misturas óleo-tensoativo
As medidas reológicas das misturas óleo-tensoativo (curvas de
viscosidade versus taxa de cisalhamento), antes e após o envelhecimento,
foram realizadas em temperatura ambiente com o reômetro digital RheoStress
RS-150, acoplado a um banho termostático K20, ambos da Haake.
3.2.4 Determinação da influência do estabilizante nos fluidos de perfuração
As formulações de fluidos de perfuração foram confeccionadas através de
um agitador Hamilton Beach a 15.000 rpm, onde cada aditivo foi adicionado
com tempos distintos de agitação (Tabela 5). Depois de confeccionados, os
fluidos permaneceram em repouso por cerca de 25 dias, antes das medições
de separações de fases (ver figuras no apêndice B). Em seguida, as amostras
foram envelhecidas em estufa rotativa por 16h a 250°F, a fim de simular
condições de poço. Foi verificada a separação de fases depois de 1h em
repouso após o envelhecimento. Os valores reológicos das formulações foram
medidos a uma temperatura padrão de 250 °F, usando o viscosímetro rotativo
FANN modelo 35A. As análises dos filtrados e dos rebocos foram realizadas
após 10 dias das leituras reológicas com o auxílio de um filtro prensa HTHP da
FANN. Foram confeccionados cinco fluidos para cada tipo de formulação, para
averiguação da reprodutibilidade dos valores das propriedades de interesse.
Em todos os casos, dados de reologia (L600, força gel, viscosidade plástica,
limite de escoamento), estabilidade elétrica e filtrado, bem como o grau de
separação de fases foram avaliados.
Tabela 5: Concentração dos aditivos utilizados no preparo das formulações de fluido de perfuração.
Tabela 10: Valores reológicos (L3, L600, Viscosidade plástica, Limite de escoamento) e estabilidade elétrica na presença de diferentes afinantes em função da concentração do estabilizante.
Tabela 11: Porcentagem da separação de fases imediata antes do envelhecimento na presença de diferentes afinantes em função da concentração do estabilizante.
Tabela 12: Porcentagem da separação de fases em função da concentração do estabilizante após 10 dias em repouso antes do envelhecimento na presença de diferentes afinantes.
Tabela 13: Porcentagem da separação de fases imediata em função da concentração do estabilizante após envelhecimento na presença de diferentes afinantes.