O impacto ambiental dos cortes contaminados com lamas à base de petróleo tem resultado em severas restrições a sua utilização em muitas partes do mundo, e também levado ao desenvolvimento de fluidos de perfuração sintéticos, mais compatíveis com o meio ambiente, os quais não somente apresentam um bom desempenho como também são menos tóxicos e, em muitos casos, mais biodegradáveis.
De acordo com Carvalho (2005), 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.
Recentemente, uma nova geração de fluidos de perfuração vem sendo desenvolvida. São os chamados fluidos sintéticos, definidos como fluidos cuja fase líquida contínua é um líquido sintético. Segundo Burke & Veil (1995), os fluidos sintéticos podem desempenhar as mesmas funções dos fluidos à base de óleo, bem como, serem utilizados em situações nas quais os fluidos à base de água sofrem limitações. Em outra comparação, os autores afirmam que o uso dos fluidos sintéticos reduz o tempo de perfuração quando comparados aos fluidos à base de água e, em relação aos fluidos à base de óleo, são menos tóxicos. Como desvantagem pode-se citar seu elevado custo.
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2.3 Reboco
O reboco é medido em milímetros (mm) ou frações da polegada e tem a sua consistência igualmente avaliada em mole, duro, firme, elástico, etc.
O filtrado é o fluido de perfuração que, submetido à pressão hidrostática, deposita defronte das formações permeáveis uma película de baixa permeabilidade denominada reboco, enquanto uma parte líquida, chamada filtrado, é drenada para dentro da formação, representado na Figura 2.5 . Uma lama de boa qualidade deve apresentar um filtrado baixo e um reboco fino e de ótima plasticidade. O reboco fino de baixa permeabilidade controla a invasão do filtrado (Farias et al, 2006).
Figura 2.5 - Formação do reboco.
Fonte: Adaptado de Noções de Completação, 2007.
É comum se chamar de “paredes do furo” a superfície cilíndrica da formação geológica resultante de uma perfuração. E quando esta se dá em aquíferos não há como evitar que a permeabilidade local seja alterada. Compactações, invasões de sólidos e filtrados e colmatações, ocorrem em maior ou menor intensidade e influencia a produtividade do poço. Quem auxilia neste momento é o fluido de perfuração. O fato de ele ser de baixo teor de sólidos, e ser mantido assim durante toda a perfuração é condição básica para um bom resultado. Os produtos que o compõe também devem ser especificados para este fim. O reboco formado terá que ser uma fina película (< 1 mm) capaz de selar as paredes do furo, impermeabilizando-as e mantendo furos calibrados para garantir a segurança da perfuração.
Uma particularidade é que o reboco tem que ser de fácil remoção na etapa de desenvolvimento, para não bloquear a entrada da água no poço. Se o reboco for grosso como uma parede de alvenaria, tem-se então um grande problema. A coluna de perfuração pode prender ou ocorrer prisão diferencial. E terminado o poço, o desenvolvimento será longo e penoso (http://www.lenep.uenf.br).
Observa-se na Figura 2.6 uma amostra de reboco de um poço, já desativado, perfurado no minério de ferro somente com fluido de bentonita. É possível observar o pré-filtro (1) aderido ao reboco de espessura de aproximadamente 10 mm. A faixa mais escura é a área de influência dos finos de hematita sã, moída pela perfuração, e misturada a bentonita formando o espesso reboco (2) na formação (3). A permeabilidade foi profundamente comprometida pela constituição durante a perfuração de um reboco grosso e que não pôde ser removido.
Figura 2.6 - Amostra de reboco. Fonte: http://www.lenep.uenf.br
A engenharia de fluidos de perfuração visa o reboco como aquele capaz de controlar a filtração, impedir a absorção da água do fluido pelas argilas expansivas das formações e impedir a colagem da ferramenta na prisão diferencial. E para que isso possa acontecer ele tem que ser elaborado e controlado através de produtos e metodologias adequados: água, um pouco de soda cáustica, polímeros para perfuração, medidas periódicas de viscosidade, peso específico e pH e correções nas horas certas (Lupinacci, 2006).
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2.4 Colchões
Durante a perfuração de poços de petróleo são utilizados fluidos viscoplásticos para promover a remoção do cascalho e de outros detritos provenientes do processo. Os fluidos não newtonianos são perfeitos para tal função, já que apresentam alta viscosidade em contato com as pequenas partículas de detritos, permitindo o carregamento, e baixa viscosidade em contato com as paredes do poço, possibilitando o uso de menores potências de bombeamento (Aguilera e Lujan, 2006).
Após esta etapa, o fluido de perfuração, com os detritos, precisa ser removido e substituído pelo cimento, que garantirá a estabilidade estrutural da parede do poço. O procedimento de cimentação envolve o deslocamento do cimento, também viscoplástico, de um fluido intermediário newtoniano, denominado “colchão”, que, por sua vez, desloca o fluido de perfuração através do espaço anular no entorno da coluna de perfuração. É de grande interesse econômico e de segurança que o fluido de perfuração e o reboco formado sejam integralmente removidos para que não contamine o cimento. Pode-se observar o esquema do uso dos fluidos em uma operação de cimentação na Figura 2.7.
Figura 2.7 - Esquema de utilização do fluido de perfuração, cimento e colchões no poço. Fonte: adaptado de Noções de Completação, 2007.
Existem dois tipos de colchões: o colchão lavador e o colchão espaçador:
Dá-se o nome de colchão lavador ao fluido deslocado à frente da pasta de cimento durante a operação de cimentação de poços com a função de remover o fluido de perfuração e melhorar a aderência cimento-formação e cimento-revestimento (Campos2, 2001).
Denomina-se colchão espaçador o fluido, geralmente viscoso e de peso específico programável, cujo objetivo é formar uma barreira entre a pasta de cimento e o fluido de perfuração, além de auxiliar na remoção do fluido de perfuração e melhorar a aderência cimento-formação e cimento-revestimento (Campos2, 2001).
As preferências diferem de um operador para outro ou de uma empresa para outra na escolha dos colchões, por isso devem ser levados em conta os seguintes pontos:
• Remoção de todos os vestígios de lama de perfuração do poço;
• Preservar a integridade do fluido de perfuração;
• Substituir a lama de perfuração pelo cimento;
• Completar as tarefas com o mínimo de risco para pessoas e o meio ambiente;
• Baixo custo total para o operador.
A literatura relata um grande número de recomendações práticas, que de acordo com estudos em grande escala, melhora a circulação da lama do poço e o condicionamento. Estas técnicas são listadas a seguir:
Em geral, a limpeza do poço pode ser alcançada através do bombeamento da lama para a vazão máxima possível e admissível. Isso é possível porque a máxima taxa de fluxo depende do equipamento disponível no local de trabalho. A formação pode ou não resistir às pressões da taxa máxima de bombeamento. O procedimento usual para atingir o acondicionamento do poço é observar a mudança de pressão à superfície durante o bombeamento até que seja estabilizado (Bolívar et al, 2003). O programa de compensação deve ser projetado para assegurar que o fluido passe através da área de interesse com elevado grau de turbulência, para assegurar a eficácia de limpeza e acondicionamento de superfícies. Como resultado desta operação, se terá a pressão máxima de superfície e velocidade máxima possível no anular, alcançando o objetivo sem risco de comprometer o poço.
A prática comum na alteração das propriedades do fluido de perfuração é a diminuição da reologia das lamas durante o bombeamento, para facilitar a remoção do reboco. Este por sua vez reduz a densidade a um valor mínimo de funcionamento para promover o deslocamento.
Flávia Melo de Lima - PPGEQ/UFRN 33 Como o fluido de perfuração e a pasta de cimento são geralmente incompatíveis, bombeiam-se espaçadores na frente da pasta de cimento. Os espaçadores são fluidos que tem um teor de sólidos mais elevados do que os lavadores e, em geral são amortecedores eficazes que impedem o contato entre a pasta de cimento e fluido de perfuração. Como o poço de superfície é molhável à água, especialmente quando se tem usado um fluido de perfuração base óleo, é bombeado lavadores entre os fluidos de perfuração e o espaçador. Os lavadores têm densidade e viscosidade semelhantes à água ou óleo e atuam na dispersão da lama. Devido à sua baixa viscosidade, são particularmente úteis para movimento em escoamentos turbulentos. Sua eficiência é reforçada pela presença de misturas de dispersantes e tensoativos. Como a cobertura da superfície e do poço é molhável à água isso garante uma boa aderência com a pasta de cimento (Pereira et al, 2006).
Há também uma abordagem para a remoção do reboco formado por fluido à base óleo por tecnologia de tensoativos. A mistura de tensoativos pode revogar a lavagem e a mudança de molhabilidade da parede do poço em um processo, reduzindo custos dos colchões lavadores e espaçadores e garantindo a aderência da interface tubo-cimento-formação (Pereira et al, 2006).
2.5 Tensoativos
Os tensoativos são moléculas cuja estrutura é composta por dois grupos com afinidades diferentes uma parte hidrofílica e outra hidrofóbica (Figura 2.8). Esta característica, na mesma molécula, caracteriza o termo anfifílico (Mittal, 1979).
Os tensoativos possuem comportamento distinto devido esta característica anfifílica, apresenta a propriedade de adsorver nas superfícies gás - líquido, líquido-líquido e sólido- líquido, reduzindo de maneira significativa a tensão interfacial ou superficial (Delnunzlo, 1990; Rosen, 1978).
Podem ser utilizados em meios reacionais para solubilizar espécies de baixa solubilidade modificando a velocidade da reação. O tipo de atuação depende da natureza da reação, do tipo de reativo (eletrofílico, nucleofílico, etc) e forma (catiônica, aniônica, etc) da micela (Pelizzetti; Pramauro, 1985).
Figura 2.8 - Estrutura do tensoativo.
Fonte: http://quimicadostensoativos.blogspot.com.br
Os tensoativos são classificados em categorias nas quais se baseiam em sua estrutura, mais especificamente na natureza do grupo polar (ou ausência) quando em solução aquosa.
2.5.1 Tensoativos iônicos
Os tensoativos iônicos por sua vez são classificados de acordo com a estrutura química do seu grupo hidrofílico em dois grupos: catiônicos ou aniônico.
2.5.1.1 Tensoativos catiônicos
Os tensoativos catiônicos se ionizam produzindo íons positivos na superfície ativa. Em geral sua fórmula é RnX+Y-, onde R representa uma ou mais cadeias hidrofóbicas, X é um elemento capaz de formar uma estrutura catiônica e Y é um contra íon. Em sua cadeia hidrofóbica estão presentes cadeias alifáticas, linear ou ramificada (Figura 2.9). O “X” é a representação dos átomos N, P, As, Te, Sb, Bi e os halogênios (Attwood1 et al, 1971). Devido ao fato de possuírem ação microbiológica, são usados em tratamentos de água, na formulação de desinfetantes, cosméticos, amaciantes, etc.
Figura 2.9 - Representação da estrutura de um tensoativo catiônico (sal graxo de amina). Fonte: Homlberg et al, 2002.
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2.5.1.2 Tensoativos aniônicos
Quando dissociados em água originam íons carregados negativamente na superfície ativa. Os tensoativos mais importantes deste grupo são os sabões, os amino-compostos e os compostos sulfatados, sulfonados e fosfatados (Santana, 2005), como ilustra a Figura 2.10. Dentre os tensoativos aniônicos mais utilizados estão aqueles que possuem sais de ácidos carboxílicos (graxos) monopróticos ou polipróticos com metais alcalinos ou alcalinos terrosos, ácidos como sulfúrico, sulfônico e fosfórico contendo um substituinte de hidrocarboneto saturado ou insaturado (Geer et al, 1971).
Figura 2.10 - Representação da estrutura de um tensoativo aniônico (alquil sulfato). Fonte: Homlberg, 2002.
2.5.1.3 Tensoativos anfóteros
São tensoativos que apresentam propriedades iônicas (catiônica ou aniônica) ou não iônicas, dependendo do pH do meio em que se encontram e da estrutura.
Devido ao seu baixo poder de irritação à pele e aos olhos, têm tido crescente aplicação em produtos para higiene pessoal (Smith e Mittal, 1979).
A Tabela 2.1 ilustra que a altos valores de pH estes tensoativos possuem propriedades aniônicas, a baixos valores de pH comportam-se como tensoativos catiônicos e a valores intermediários (4 - 9) apresentam características não-iônicas.
Tabela 2.1- Influência do pH na consequente atividade do tensoativo anfótero. Fonte: Holmberg, 2002.
Faixa de pH Consequência
pH < 4 atuam como catiônicos 4 < pH < 9 atuam como não-iônicos 9 < pH < 10 atuam como aniônicos
Os tensoativos anfóteros mais comuns incluem N-alquil e C-alquil betaina (Figura 2.12) e sultaina como também álcool amino fosfatidil (Kurz, 1962).
Figura 2.11 - Representação da estrutura de um tensoativo anfótero (betaína). Fonte: Homlberg et al, 2002.
2.5.2 Tensoativos não-iônicos
Estes tensoativos são derivados do polioxietileno e polioxipropileno (de compostos com alquil fenol e álcool (Figura 2.11), ésteres de ácidos graxos, alquilaminas, amidas e mercaptanas) ou polialcoóis, ésteres de carboidratos, amidas de álcoois graxos e óxidos de amidas graxas (Fendler et al, 1972).
Figura 2.12 - Representação da estrutura de um tensoativo não-iônico (álcool etoxilado). Fonte: Homlberg et al, 2002.
Esta classe de tensoativos não apresenta moléculas dissociadas em solução aquosa. Os tensoativos não-iônicos apresentam características bem particulares, pois são compatíveis quimicamente com a grande maioria dos demais tensoativos e suas propriedades são pouco afetadas pela variação de pH. Estes aspectos combinados aumentam consideravelmente as suas possibilidades de aplicação, tornando-os bastante atrativos industrialmente tais como: cosméticos, detergentes, produtos farmacêuticos, flotação de minérios e extração.
Dentre os tensoativos não iônicos, os polietoxilados ainda são amplamente utilizados como agentes emulsificantes e detergentes. Assim como os tensoativos iônicos, eles formam micelas em água acima de uma concentração micelar crítica (CMC). Quando em concentrações superiores à CMC, as micelas intumescem e se agregam para formar mesofases ordenadas ou cristais líquidos liotrópicos. A mesofase a ser formada depende de parâmetros
Flávia Melo de Lima - PPGEQ/UFRN 37 físico-químicos, como concentração e temperatura, assim como da estrutura química das moléculas de tensoativo que determinará a forma como estas se agregarão e como elas interagirão com a água (Campos1 et al, 2012).