Fluidos D Perfuração

Objetivos

• Apresentar ao aluno, conhecimentos sobre fluidos de perfuração;

• A função, composição, propriedades, e conhecimentos para a seleção de um fluido de perfuração;

• Apresentar alguns equipamentos e procedimentos para avaliar o desempenho dos fluidos de perfuração;

• Apresentar os tipos de aditivos utilizados nos fluidos de perfuração de acordo com suas funções especiais.

1 Introdução aos fluidos de perfuração

O custo do fluido de perfuração em si é relativamente baixo, entretanto a escolha do fluido adequado e a manutenção das propriedades certas durante a perfuração influenciam profundamente os custos totais do poço. Por exemplo, o número de dias de plataforma necessários para perfurar até a profundidade total depende da taxa de penetração da broca e da prevenção de atrasos causados pelo desmoronamento de folhetos, por tubos de perfuração presos, por perdas de circulação etc., todos os quais influenciados pelas propriedades do fluido de perfuração. Além disso, o fluido de perfuração afeta a avaliação da formação e a subseqüente produtividade do poço.

A seleção de um fluido de perfuração adequado e o controle diário das suas propriedades são preocupações não apenas do engenheiro de lama, mas também do supervisor de perfuração, do chefe de perfuração e dos engenheiros de perfuração, de perfilagem e de produção.

1.1 Funções dos fluidos de perfuração

Muitos requisitos são exigidos de fluidos de perfuração. Historicamente, o propósito primordial dos fluidos de perfuração era servir como um veículo para a remoção de cascalhos do poço, mas hoje as diversas aplicações dos fluidos de perfuração dificultam a atribuição de funções específicas.

Na perfuração rotativa, as principais funções executadas pelo fluido de perfuração são:

1. Carrear os cascalhos gerados na broca, transportá-los pelo espaço anular e permitir sua separação na superfície.

2. Resfriar e limpar a broca.

3. Reduzir o atrito entre a coluna de perfuração e as laterais do poço.

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

5. Prevenir a entrada de fluidos – óleo, gás ou água – a partir das rochas permeáveis penetradas.

6. Formar um reboco (filter cake) fino e de baixa permeabilidade que sele os poros e outras aberturas nas formações penetradas pela broca.

7. Auxiliar na coleta e na interpretação das informações disponíveis a partir dos cascalhos provenientes da perfuração, de testemunhos e do perfil elétrico.

Em conjunto dom as funções anteriormente citadas, certas limitações – ou requisitos negativos – são colocadas sobre o fluido de perfuração. O fluido não deve:

1. Fazer mal ao pessoal de pessoal de perfuração nem ser prejudicial ou ofensivo ao meio ambiente.

2. Exigir métodos incomuns ou caros de completação do poço perfurado.

3. Interferir na produtividade normal dos fluidos da formação.

4. Não corroer nem causar desgaste excessivo dos equipamentos de perfuração.

1.2 Composição dos fluidos de perfuração

Os fluidos de perfuração são classificados de acordo com sua base:

• Lamas de base de água: Partículas sólidas ficam suspensas em água ou em salmoura. O óleo pode ser emulsionado em água, caso em que a água é chamada de fase contínua.

• Lamas de base óleo: Partículas sólidas ficam suspensas em óleo. A água ou salmoura é emulsionada no óleo, isto é, o óleo é a fase contínua.

• Gás: os cascalhos de perfuração são removidos por um fluxo de alta velocidade de ar ou gás natural. Agentes espumantes são adicionados para remover pequenos influxos de água.

Com freqüência, dois componentes desses fluidos podem estar presentes ou algumas vezes os três componentes, ao mesmo tempo, todos contribuindo para as propriedades do fluido. Quando o principal constituinte é um líquido (água ou óleo), aplica-se o termo lama à suspensão de sólidos no líquido. Neste caso, tem-se uma lama à base de água ou à base de óleo. Quando a água e o óleo estão presentes, forma-se uma emulsão com agitação e a adição de um agente emulsificante. A natureza química do emulsificante determina se o óleo é emulsificado na água (lama de emulsão de óleo, ou seja, a água é a fase contínua) ou se a água é emulsificada no óleo (lama de emulsão inversa, ou seja, o óleo é a fase contínua).

Nas lamas de base água, os sólidos consistem em argilas e colóides orgânicos adicionados para fornecer as propriedades de filtração e viscosidade necessárias, minérios pesados (geralmente barrita, adicionada a fim de aumentar a densidade quando necessário) e sólidos provenientes da formação, que se dispersam na lama no curso da perfuração. A água contém sais dissolvidos, derivados da contaminação com a água de formação ou adicionados, para várias finalidades.

As partículas sólidas podem ser convenientemente divididas em três grupos, de acordo com o tamanho: (1) colóides, cerca de 0,005-1 mícron (1 mícron = 0,001 mm), que conferem propriedades de filtração e viscosidade; (2) silte e barrita (algumas vezes chamados de “sólidos inertes”), 1-50 mícra que fornecem densidade, como acabamos de discutir, mas que, exceto por isso, são prejudiciais; (3) areia, 50-450 micra (assumindo uma tela de malha 40 na peneira vibratória de lama – shale shaker), que apesar de obturar grandes aberturas em certas formações uito porosas, é indesejável devido às suas características abrasivas.

A atividade de fração coloidal deriva fundamentalmente do tamanho muito pequeno de partícula. (e conseqüente área elevada) em relação ao seu peso. Devido a essa superfície alta, o comportamento das partículas é principalmente regido pelas cargas eletroestáticas nas suas superfícies, o que dá origem a forças interpartículas atrativas e repulsivas. Argilominerais são articularmente colóides ativos, parte devido à sua forma – pequenas lamelas cristalinas ou pacotes de lamelas – e em parte por causa