UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE …sicbolsas.anp.gov.br/sicbolsas/Uploads/TrabalhosFinais/2007.1978-4/... · Bruno Alysson B.D. de Araújo 2 Bruno Alysson Barbosa Duarte

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA

DEPARTAMENTO DE QUÍMICA CURSO DE QUÍMICA BACHARELADO

Estudo da compatibilidade entre os aditivos poliméricos

utilizados em fluidos de perfuração inibidos quanto ao

inchamento de argilas

Bruno Alysson Barbosa Duarte de Araújo

Orientadora: Prof.ª Dra. Rosangela de Carvalho Balaban

Natal – RN

2010

Bruno Alysson B.D. de Araújo 2

Bruno Alysson Barbosa Duarte de Araújo

Estudo da compatibilidade entre os aditivos poliméricos

utilizados em fluidos de perfuração inibidos quanto ao

inchamento de argilas

Monografia apresentada ao

Departamento de Química, da

Universidade Federal do Rio

Grande do Norte, referente a um

dos requisitos para obtenção do

título de Bacharel em Química,

sob a orientação da Prof.ª

Rosangela de Carvalho Balaban.

Bolsista da Agência Nacional do Petróleo – ANP - Brasil

Orientadora: Profa. Dr

a. Rosangela de Carvalho Balaban.

Agência Financiadora: (ANP)

Orientadora: Prof.ª Dra. Rosangela de Carvalho Balaban

Natal – RN

2010



“Quanto a si, Morrel, aqui tem todo

o segredo da minha conduta para

consigo: não existe felicidade nem

infelicidade neste mundo, existe

apenas a comparação de um

estado com outro e mais nada. Só

aquele que experimentou o

extremo infortúnio se encontra

apto a experimentar a extrema

felicidade. É necessário ter querido

morrer, Maximilien, para saber

como é bom viver.

Vivam, pois e sejam felizes,

filhos queridos do meu coração, e

nunca esqueçam que até o dia em

que Deus se dignar desvendar o

futuro ao homem, toda a sabedoria

humana residirá nestas palavras:

Esperar e ter esperança...’’

Diálogo entre Monte Cristo e

Maximilien Morrel’’. O Conde de

Monte Cristo.


AGRADECIMENTOS

Primeiramente, agradeço a DEUS, pela coragem e perseverânça para a

realização deste trabalho.

Aos meus pais JOSE WILSON DUARTE DE ARAUJO e MARINEIDE

CLEMENTE BARBOSA, pelo esforço que fizeram para me conduzir até aqui.

Aos meus familiares, por contribuírem em vários aspectos na minha

formação.

Aos orientadores e professores ROSANGELA DE CARVALHO

BALABAN, ROSANGELA REGIA LIMA VIDAL e JOAQUIM HELDER SARAIVA

GIRÃO, pela confiança e todo o suporte necessário para que eu pudesse

concluir esse trabalho.

As minhas instrutoras de laboratório TELMA LUCIA PITANGA e

EMANUELLA LAYNE BEZERRIL, por todos os ensinamentos e amizade.

Aos companheiros de laboratório JEFFERSON TEIXEIRA ARRUDA,

DANIEL CALHEIROS ARAUJO e MANOEL IVANY DE QUEIROZ JUNIOR, por

terem me ajudado na conclusão dessa pesquisa.

Aos amigos e amigas ÍTALO, LETÍCIA, JUSSIARA, NIVIA, ANDERSON,

MELKESEDEC, CASSIO, ANDERSON, THIAGO, HUGO, EDKLEYSSON e

DIEGO, pelas várias horas de estudo e companheirismo por longos 4 anos e

meio de curso.

Aos amigos e colegas do LAPET, pela ajuda e o apoio durante todo o

tempo em que passei no laboratório.

Ao PRH-ANP pelo suporte financeiro.


SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS ____________________________________________ 8

LISTA DE TABELAS ___________________________________________ 10

NOMENCLATURA 11

RESUMO ____________________________________________________ 13

ABSTRACT __________________________________________________ 14

1 - INTRODUÇÃO _____________________________________________ 15

1.1 - OBJETIVOS ______________________________________________ 15

2 - REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ___________________________________ 16

2.1 - Fluidos de perfuração 16

2.2 - Classificação dos fluidos de perfuração 16

2.3 - Propriedades dos fluidos de perfuração 17

2.3.1 - Propriedades reológicas 17

2.3.1.1 - Forças géis 18

2.3.1.2 - Viscosidade efetiva 18

2.3.2 - Parâmetros de filtração 18

2.4 - Aditivos usados em fluidos de perfuração 19

2.5 - Fluidos base água 20

2.6 - Interação folhelho-fluido 22

2.6.1 - O fenômeno de inchamento de argilas ou folhelhos 24

2.7 - Polímeros 25

2.7.1 - Polieletrólitos 26

2.7.2 - Compatibilidade entre polímeros 27

3 - MATERIAIS E PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL 29

3.1 - Reagentes utilizados 29

3.2 - Equipamentos 31


3.3 - Preparação dos fluidos 31

3.3.1 - Formulações dos fluidos de perfuração 34

3.3.2 - Medidas reológicas 40

3.3.3 - Medidas de filtrado 41

3.3.4 - Medidas de inchamento linear 41

3.3.5 - Determinação do teor de inibidor de inchamento de argila catiônico por

Sal de Reinecke 42

4 - RESULTADOS E DISCUSSÃO 43

4.1 - Medidas reológicas 43

4.2 - Medidas de filtrado 48

4.3 - Medidas de inchamento linear 53

4.4 - Testes do sal de Reinecke 58

5 - CONCLUSÕES 63

6 - SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS 64

REFERÊNCIAS 65


LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Representação esquemática de uma argila hidratada. Figura

adaptada (CHAGAS, 2005) 25

Figura 2: Representação morfológica de uma partícula coloidal de esmectita

(montmorillonita). Figura adaptada (CHAGAS, 2005) 25

Figura 3: Estrutura química do brometo de tetraetilamônio_______________26

Figura 4: Esquema representativo da incompatibilidade química de polímeros

iônicos por formação de precipitados 28

Figura 5: Estrutura química do HPG 30

Figura 6: Estrutura química do HPA 30

Figura 7: Estrutura química do PAC 30

Figura 8: Volume de filtrado para os fluidos aquosos contendo HPG, HPA e

NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 1) 48


NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 1) 49


KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 2) 50


KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 2) 50

Figura 12: Volume de filtrado para os fluidos aquosos contendo HPG, HPA,

PAC e NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 3) 51


PAC e NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 3) 51


PAC e KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 4) 52


PAC e KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 4) 52

Figura 16: Porcentagem de inchamento de argila em contato com os fluidos

aquosos contendo HPG, HPA e NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 1) 53


aquosos contendo HPG, HPA e NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 1) 54



aquosos contendo HPG, HPA e KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 2) 55


aquosos contendo HPG, HPA e KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 2) 55


aquosos contendo HPG, HPA, PAC e NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 3) 56


aquosos contendo HPG, HPA, PAC e NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 3)________57


aquosos contendo HPG, HPA, PAC e KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 4)_________57


aquosos contendo HPG, HPA, PAC e KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 4)_________58

Figura 24: Soluções padrões para o inibidor A, a 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl de inibidor

(da esquerda para direita) 59

Figura 25: Soluções padrões para o inibidor S, a 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl de inibidor


Figura 26: Soluções padrões para o inibidor K, a 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl de inibidor


Figura 27: Comparação da precipitação do complexo inibidor-sal de Reinecke

para o INIB A na formulação FA2_40P, antes (esquerda) e depois (direita) do

contato com a argila 61


para o INIB S na formulação FS3_40P, antes (esquerda) e depois (direita) do

contato com a argila 61


para o INIB K na formulação FK1_40P, antes (esquerda) e depois (direita) do

contato com a argila ____________________________________________ 62


LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Determinação do caráter predominante dos polímeros anfóteros a

partir do pH ___________________________________________________27

Tabela 2: Tabela básica dos fluidos da formulação do tipo 1 e 2 com os

respectivos tempos de agitação____________________________________32

Tabela 3: Tabela básica dos fluidos da formulação do tipo 3 e 4 com os

respectivos tempos de agitação____________________________________33

Tabela 4: Formulações dos fluidos aquosos contendo HPG e HPA, sem adição

de inibidor de inchamento de argila 35

Tabela 5: Formulações dos fluidos aquosos contendo HPG e HPA, com adição

de inibidor de inchamento de argila e de sal (21 lb/bbl NaCl e 23 lb/bbl KCl)_36


de inibidor de inchamento de argila e de sal (40 lb/bbl NaCl e 42 lb/bbl KCl)_37

Tabela 7: Formulações dos fluidos aquosos contendo HPG, HPA e PAC, sem

adição de inibidor de inchamento de argila 38

Tabela 8: Formulações dos fluidos aquosos contendo HPG, HPA e PAC, com

adição de inibidor de inchamento de argila e de sal (21 lb/bbl NaCl e 23 lb/bbl

KCl) 39



KCl) 40

Tabela 10: Viscosidade aparente para os fluidos aquosos contendo HPG, HPA

e NaCl (fluido tipo 1) ou KCl (fluido tipo 2) e para os fluidos aquosos contendo

HPG, HPA, PAC e NaCl (fluido tipo 3) ou KCl (fluido tipo 4)______________45

Tabela 11: Formulações dos fluidos tipo 1____________________________46




Tabela 14: Formulação dos fluidos tipo 4_____________________________47


NOMENCLATURA

μa – Viscosidade aparente de fluidos não-newtonianos

- Tensão de cisalhamento

Ỳ - Taxa de cisalhamento

ppm – partes por milhão

lb/gal – libras por galão

lb/bbl – libras por barril

pH – potencial hidrogeniônico

Å – angstron

rpm – rotações por minuto

cP – centipoise

Va – viscosidade efetiva ou aparente

θ600 – deflexão a 600 rpm lida no viscosímetro FANN 35 A

psi – unidade de pressão

μ600 - viscosidade efetiva a 600 rpm no viscosímetro FANN 35 A


RESUMO

O sucesso da perfuração de poços de petróleo depende fortemente da

composição dos fluidos de perfuração. Além de lubrificar e resfriar a broca,

transportar os cascalhos até a superfície e controlar a pressão para evitar a

entrada de substâncias provenientes das rochas perfuradas, os fluidos de

perfuração devem manter a estabilidade do poço, evitando danos à formação e

desmoronamento pela ação da água em contato com as formações argilosas, o

que pode aprisionar ferramentas, encerar broca e produzir uma série de outros

problemas. Durante a perfuração de poços de petróleo é comum a presença de

camadas constituídas por minerais argilosos. Muitas dessas argilas são

facilmente hidratáveis como, por exemplo, as esmectitas. Estas possuem

ligações intercristalinas relativamente fracas, permitindo a entrada de água ou

de outras substâncias polares, o que resulta no acréscimo da distância

interplanar ou basal. Este fenômeno é conhecido por expansão ou inchamento

das argilas. Esse tipo de interação pode ser evitado facilmente com a

utilização de fluidos de base não aquosa, que formam barreiras à passagem de

água e íons. Porém, esses fluidos sofrem restrições de uso por apresentarem

maiores danos ao meio ambiente. Com a finalidade de evitar a

desestabilização das formações rochosas provenientes do uso de fluidos

aquosos, são utilizados aditivos denominados agentes inibidores de

inchamento de argilas. Estes inibidores são normalmente sais de sódio e de

potássio associados a aditivos polímericos. O objetivo dessa monografia se

constituiu em avaliar a eficiência de alguns inibidores de argilas convencionais

na presença de vários outros aditivos, visando analisar qualitativamente e

quantitativamente a compatibilidade entre esses produtos.

Palavras-chave: Fluidos de perfuração, inchamento de argilas, polímeros.


ABSTRACT

The success of a drilling oil well is guaranteed by the composition of

drilling fluids, providing the basic properties during the process. In addition to

lubricate and cool the bit, transport the cuttings to the surface and control the

pressure to prevent the entry of substances from the formation to the well, the

drilling fluids should maintain the stability of the well, avoiding damage to the

formation and collapse by the action of water in contact with the clay formations,

which can trap tools, waxing drill and produce a series of other problems.

During the drilling of petroleum wells is common the presence of layers

consisting of clay minerals. Many of these are easily hydratable clays, for

example, smectites. These have relatively weak intercrystalline connections,

allowing entry of water or other polar substances, resulting in increased

interplanar basal distance. This phenomenon is known as expansion or

swelling. This type of interaction could be easily avoided by the using of oil-

based fluids, which form barriers to the passage of water and ions. However,

these fluids are restricted for use due to the damages to the environment. In

order to prevent destabilization of the rock formations from the use of aqueous

fluids, chemicals called inhibitors of swelling clays are used. These inhibitors

are usually salts of sodium and potassium associated with polymer additives.

The aim of this work was to qualify and quantify the efficiency of some clay

inhibitors in the presence of several other additives.

Keywords: Drilling fluids, swelling of clay, polymers.


1- INTRODUÇÃO

Com a proibição do uso de fluidos de perfuração à base de óleo diesel,

novos sistemas de maior poder de inibição de inchamento de argilas tiveram

que ser estudados e desenvolvidos. Dentre esses fluidos alternativos, se

encontram os fluidos poliméricos, que associados a sais de potássio e sódio,

têm proporcionado maior inibição química e melhor lubricidade que todos os

sistemas à base de água. Entretanto, na medida em que os fluidos de

perfuração à base de água são utilizados em substituição aos fluidos à base de

óleo, as demais propriedades, tais como as reológicas e o volume de filtrado,

precisam ser ajustadas às condições locais da operação. Isso exige o uso de

diferentes produtos para controlar as diferentes propriedades. Com o aumento

do número de aditivos com caráter iônico e polar diferentes, alguns problemas

podem surgir como instabilidades no fluido devido à incompatibilidade entre os

aditivos, que pode provocar prejuízos às funções de alguns produtos. Dessa

forma, a relevância desse estudo se constitui na avaliação criteriosa quanto ao

efeito das características estruturais (massa molar, caráter iônico, etc) dos

polímeros empregados nos fluidos denominados de alta performance, sobre os

parâmetros de controle dos fluidos, tais como viscosidade aparente e plástica,

limite de escoamento, volume de filtrado e inibição de inchamento de folhelhos.

1.1- OBJETIVO

O objetivo desse trabalho se constituiu em avaliar o efeito da natureza

química dos diversos aditivos, tais como a composição química, massa molar e

caráter iônico e, consequentemente, a compatibilidade entre eles, sobre as

propriedades de fluidos de perfuração de base aquosa empregados na

perfuração de folhelhos hidratáveis.


2 - REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1 – Fluidos de perfuração

Os fluidos de perfuração são fluidos circulantes capazes de tornar viável

o processo de perfuração. São normalmente 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 (Thomas, 2001; API,1991).

Os fluidos de perfuração devem ser especificados de forma a garantir

uma perfuração rápida e segura. Assim, é desejado que o fluido apresente as

seguintes características: ser quimicamente estável, estabilizar as paredes do

poço química e mecanicamente, facilitar a separação de cascalhos na

superfície, manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso, ser

inerte em relação a danos às rochas produtoras, ser bombeável, apresentar

baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e

demais equipamentos do sistema de circulação, facilitar as interpretações

geológicas do material retirado do poço e apresentar custo compatível com a

operação (Thomas, 2001).

2.2 – Classificação dos fluidos de perfuração

Os fluidos de perfuração podem ser classificados de acordo com seus

componentes principais, que constituem a fase continua, esses componentes

podem ser água, oleofilicos (parafinas, ésteres, acetais, óleos vegetais, etc.) ou

gás. Quando a fase contínua é a água, o fluido é dito base água, quando é o

óleo o fluido é dito base oleofilico e, por último, base gás. Embora ocorram

divergências, o principal critério é baseado no constituinte principal da fase

contínua ou dispersante e natureza das fases dispersante 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 (Serra,

2003;Thomas, 2001).


2.3 – Propriedades dos fluidos de perfuração

Para que os fluidos desenvolvam as funções requeridas, apresentando

as características desejadas, é fundamental que suas propriedades físicas e

químicas sejam ajustadas. Existem diversas propriedades nos fluidos de

perfuração importantes na perfuração de poços. A seguir, serão destacadas

algumas delas.

2.3.1 – Propriedades reológicas

A reologia é a ciência da deformação e fluxo da matéria. Fazendo certas

medidas reológicas do fluido, é possível determinar como ele 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 (Economides, 1998;

Machado, 2002).

A reologia de um fluido está associada ao seu comportamento quando

em repouso e em movimento. Por exemplo, fluidos ditos newtonianos, como a

água, apresentam a mesma resistência ao fluxo independente de estarem em

repouso ou em movimento. Assim, dizemos que a viscosidade dos fluidos

newtonianos é constante, sendo o seu valor associado a sua resistência ao

movimento. Dessa forma, podemos dizer que a água apresenta menor

resistência ao movimento do que o mel, por exemplo (Economides,1998).

Os fluidos de perfuração não podem apresentar comportamento

semelhante aos fluidos newtonianos, que possuem o mesmo comportamento

tanto em repouso quanto em movimento. Os parâmetros reológicos dos fluidos

de perfuração devem permitir que ele se comporte de forma adequada à

operação de perfuração. Assim, os fluidos de perfuração são ditos tixotrópicos,

ou seja, se liquefazem quando em movimento e retornam ao estado semi-rígido

quando em repouso, sendo este parâmetro relacionado com a força gel. Em

campo, as principais propriedades reológicas de interesse, que se encontram

vinculadas ao desempenho do fluido são: índice de comportamento; índice de


consistência; viscosidade aparente; viscosidade plástica; limite de escoamento

e força gel (Thomas, 2001).

2.3.1.1 – Forças géis

Alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um

estado semi-rígido quando estão em repouso e voltam a adquirir o estado de

fluidez quando estão novamente em movimento. A força gel é um parâmetro

reológico que indica o grau de gelificação devido à interação elétrica entre

partículas dispersas. A força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o

fluido em fluxo. A força gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o

fluxo quando este fica certo tempo em repouso. A diferença entre elas indica o

grau de tixotropia do fluido (Economides, 1998).

2.3.1.2 – Viscosidade efetiva

A viscosidade efetiva, também conhecida como viscosidade aparente, é

a viscosidade de fluidos não newtonianos que depende da taxa de

cisalhamento. Esta viscosidade pode ser obtida pela razão entre a tensão e a

taxa de cisalhamento, definida pela equação μa = / Ỳ. Para calcular a

viscosidade efetiva ou aparente a partir do valor medido em um viscosímetro

rotacional FANN 35 A, usa-se a seguinte expressão (equação 1):

μ600 = θ600 / 2 (cp) (1)

Em que: μ600 é a viscosidade efetiva ou aparente calculada a partir do

viscosímetro Fann 35 A, θ600 é a deflexão lida no viscosímetro a taxa de 600

rpm.

2.3.2 – Parâmetros de filtração

Devido ao diferencial positivo de pressão ultilizado no sentido

poço/formação, e também devido à diferença de concentração de

determinados sais, há constante processo de filtração do fluido para o interior

das formações.


Sólidos em suspensão presentes no fluido de perfuração, de acordo com

seus diâmetros, terminam por não conseguir entrar na formação, formando

uma fina camada de sólido na parede do poço, chamada de reboco. A

formação do reboco diminui a velocidade desta filtração, contribuindo também

para estabilidade das paredes do poço.

Com relação à parcela líquida dos fluidos de perfuração que penetra na

formação, chamada de filtrado, esta pode causar danos à formação, diminuindo

a sua permeabilidade, obstruindo os seus poros e alterando a sua capacidade

de produção. Caso a formação seja portadora de argilas e sensível a este

filtrado, pode haver o fenômeno de inchamento de argilas hidratáveis,

causando redução do diâmetro do poço, podendo resultar na prisão da coluna

de perfuração, o que gera perda de tempo e até do poço.

Desta forma os parâmetros de filtração devem ser controlados, a partir

de testes específicos para determinar seus valores e o comportamento dos

fluidos quanto à filtração (Economides et al,1998).

2.4 – Aditivos usados em fluidos de perfuração

Os aditivos são substâncias químicas que, quando adicionadas ao fluido,

fazem com que propriedades especiais sejam conferidas ao mesmo,

propriedades essas que são importantes durante as atividades de perfuração.

Os aditivos desempenham uma série de funções no fluido de perfuração.

Devido às várias situações encontradas durante a perfuração de poços,

atualmente encontra-se disponível no mercado uma variedade de aditivos,

possuindo diferentes funções ou desempenhos melhorados (World oil, 2002).

Os aditivos usados em um fluido de perfuração atuam como tensoativos

(emulsificantes, floculantes, dispersantes, anti-encerantes, etc.), lubrificantes,

redutores de filtrado, inibidores de argilas, viscosificantes, controladores de pH,

adensantes e bactericidas.

2.5 – Fluidos à base de água

A definição de um fluido à base de 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.

Consequentemente, a composição é o principal fator a considerar no controle

de suas propriedades (Thomas, 2001).

A água é a fase contínua e o principal componente de qualquer fluido à

base de água, podendo ser doce, dura ou salgada. A água doce, por definição,

apresenta salinidade inferior a 1000 ppm (partes por milhão) de NaCl

equivalente. Do ponto de vista industrial, para aplicação em fluidos de

perfuração, a água doce não necessita de pré-tratamento químico porque

praticamente não afeta o desempenho dos aditivos empregados no preparo do

fluido. A água dura tem como característica principal a presença de sais de

cálcio e magnésio dissolvidos, em concentração suficiente para alterar o

desempenho dos aditivos químicos e, a depender da concentração, demanda

tratamento químico. A água salgada é aquela com a salinidade maior que 1000

ppm de NaCl equivalente e pode ser natural, como a água do mar, ou pode ser

preparada pela adição de sais como KCl, NaCl ou CaCl2 (Thomas, 2001; Mairs.

et al.2000).

A principal função da água é prover o meio de dispersão para os

materiais coloidais. Esses materiais, principalmente argilas e polímeros,

controlam a viscosidade, limite de escoamento, forças géis e filtrado, de forma

que valores adequados dessas propriedades sejam alcançados para conferir

ao fluido uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e a capacidade de

estabilização das paredes do poço. Os fatores a serem considerados na

seleção da água de preparo são: disponibilidade, custo de transporte e de

tratamento, tipos de formações geológicas a serem perfuradas, produtos

químicos que comporão o fluido, equipamentos e técnicas a serem usados na

avaliação das formações (Thomas, 2001; Geraldo, 2005).

Os sólidos dispersos no meio aquoso podem ser ativos ou inertes. Os

sólidos ativos são materiais argilosos, cuja função principal é viscosificar o

fluido. A argila mais usada é a bentonita e, em menor escala, a atapulgita

(Thomas, 2001). No Brasil, não dispomos de esmectitas sódicas, por isso é que


se utiliza esmectita cálcica ativada, ou que sofreu processo industrial de troca

de cálcio por sódio, chamando-se de argila ativada.

Os sólidos inertes podem se originar da adição de materiais

industrializados ou de detritos finos das rochas perfuradas. O adensante

baritina é o sólido inerte mais comum dentre os produtos comercializados. Os

adensantes mais comumente usados são: a barita (BaSO4) e a hematita

(Fe2O3). Os sólidos inertes oriundos das rochas perfuradas são areia, silte e

calcita, que é utilizada como agente formador de pontes, auxiliando o controle

do volume de filtrado e, também, menos comumente, como adensante

(Thomas, 2001).

Os fluidos de perfuração à base de água comumente utilizados em

operações de perfuração de poços de petróleo são:

Fluido convencional: É o fluido de perfuração preparado com água

doce e argila ativada sendo o pH ajustado para a faixa de 9 a 11.

Normalmente este fluido possui peso entre 8,6 e 8,8 lb/gal, podendo ser

adensado. Este fluido é empregado durante a perfuração do início do

poço.

Fluido convencional com obturantes: É o fluido convencional ao qual

se agrega agentes obturantes com o objetivo de selar as formações

porosas. Assim como o fluido convencional, apresenta altos géis e baixo

poder de inibição. É empregado quando se perfura fases em que

predominam grandes extensões de areias inconsolidadas intercaladas

com calcários freqüentemente encontrados em poços marítmos com

lâminas de água rasas.

Fluido de cal: Neste tipo de fluido a inibição química é promovida pelos

íons Ca+2 que são fornecidos pela cal hidratada (CaO). O mecanismo é

a troca do íon Na+ pelo íon Ca+2 presente nas argilas perfuradas. Dessa

forma, o fluido admite uma grande quantidade de sólidos argilosos sem

sofrer grandes alterações em suas características reológicas.

Normalmente é usado na perfuração de formações argilosas. O

inconveniente é que o diâmetro final do poço acaba sendo bem maior do

que o nominal, ou seja, bastante alargado se comparado com poços


onde os fluidos são mais modernos. Este fluido é indicado na perfuração

do cimento e em formações que contenham o íon cálcio como anidrita

(sulfato de cálcio anidro) e gipsita (sulfato de cálcio hidratado).

Fluidos poliméricos: com o impacto ambiental gerado pelo uso de

fluidos base oleofílicos, novos sistemas de maior poder de inibição

tiveram que ser investigados e desenvolvidos, dentre eles se encontram

os fluidos poliméricos, que associados a sais de potássio e sódio, têm

proporcionado maior inibição química e melhor lubricidade que outros

sistemas de fluidos à base de água (Santos, 2005).

2.6 – Interação folhelho-fluido

Durante a perfuração de poços de petróleo, o fluido está em constante

contato com as camadas dos folhelhos presentes nas paredes do poço, com os

cascalhos perfurados e a broca de perfuração. A interação físico-química

existente entre os folhelhos e os fluidos de perfuração ainda não é

completamente entendida, mas os problemas durante a perfuração são

creditados, em grande parte, a esta interação. Para evitar ou reduzir esta

interação, têm sido desenvolvidos novos fluidos, impelidos, principalmente, por

legislações ambientais que exigem que estes fluidos sejam biodegradáveis e

apresentem baixa toxicidade (Rabe; Fontoura, 2003).

A redução de permeabilidade do meio poroso provocada pela presença

de argilominerais pode ser explicada por três mecanismos diferentes: (a)

migração de finos, (b) inchamento da argila e (c) migração de finos induzida

pelo inchamento dos argilominerais. A migração de finos ocorre com

argilominerais não expansíveis que tendem a se desprender da superfície das

rochas e migrar quando as condições coloidais são favoráveis. As partículas

em migração podem ficar presas nas gargantas dos poros das rochas,

causando a redução da permeabilidade. O inchamento dos argilominerais,

causado por condições favoráveis a trocas iônicas, provoca um alargamento

das paredes do poro, reduzindo sua seção transversal e, conseqüentemente, o

fluxo de saída de óleo do poro. A migração induzida pelo inchamento é

causada pelo intumescimento, mesmo que reduzido, de partículas de


argilominerais que provocam o desprendimento de partículas finas de outros

argilominerais não expansíveis que podem tamponar o poro (Amorim, 2007).

Há algum tempo, vem se estudando a estabilidade de poços de petróleo

considerando os aspectos mecânicos e químicos da rocha, sendo este último

relacionado às interações fluido-folhelho. O inchamento das partículas de

folhelho quando em contato com fluido aquoso tem sido considerado o principal

vilão no aprisionamento de ferramentas, devido à adsorção de moléculas de

água ou íons hidratados solubilizados no meio. Em geral, o teor de argilas

hidratáveis no folhelho é superior a 50 %. Como estes argilominerais possuem

diferentes energias de hidratação, a capacidade de certo folhelho adsorver

água é função do tipo e quantidade de argilominerais que o constitui. Os

cascalhos cortados pela broca podem dispersar-se e incorporar-se facilmente

ao fluido de perfuração, alterando rapidamente suas propriedades reológicas. A

estabilidade das paredes do poço é função da interação rocha-fluido. Como

relatado anteriormente, existem aditivos químicos capazes de minimizar essas

interações. Esses aditivos alojam-se no espaço basal, fixando-se na superfície

das folhas de silicato, impedindo a entrada de moléculas de água

(Machado,2002; Oliveira, 1987; Retz et. al, 1991).

Raras são as rochas sedimentares totalmente desprovidas de

argilominerais. Os argilominerais presentes nas rochas geradoras de petróleo,

nas rochas reservatório, bem como na maioria das rochas selantes

(capeadoras) de reservatórios de óleo, proporcionam muitas das suas

propriedades características. Informações sobre o tipo, os teores relativos, a

gênese e a forma com que esses minerais ocorrem nessas rochas são de

fundamental importância na exploração de poços de petróleo (Alves, 1987).

Dentre as argilas comumente encontradas em reservatórios petrolíferos,

a esmectita é a que apresenta maior tendência de inchamento quando em

contato com fluidos aquosos. A expansão volumétrica das partículas de argilas

no interior dos poros da rocha provoca uma drástica redução nas propriedades

permo-porosas do reservatório e, conseqüentemente, na queda da produção

e/ou injetividade do poço (Khalil, 1992).


2.6.1 – O fenômeno de inchamento de argilas ou folhelhos

As argilas são organizadas em pacotes laminares e possuem um alto

grau de hidratação. Quando entram em contato com a água, os pacotes de

argilas se separam à medida que a água penetra no espaço basal (Figura 1).

Formações argilosas contendo esmectita são especialmente sensíveis à

presença de água. Muitas destas formações contêm vários tipos e diferentes

quantidades de argilas. Quanto maior a presença de esmectita, maior a

reatividade na presença de água. A capacidade de argilitos e folhelhos

perfurados pela sondagem em absorver água doce do fluido de perfuração é

um fator de fundamental importância na segurança, eficiência e qualidade dos

processos de perfuração de poços de petróleo (Pereira et al, 2007).

Quando as argilas entram em contato com a água presente nos fluidos à

base de água, ocorre o fenômeno de hidratação dos argilominerais, mesmo

quando as amostras se encontram saturadas. As moléculas se orientam em

relação aos íons que circundam as partículas. Os íons se afastam das

partículas, ficando circundados por moléculas de água. No caso das

esmectitas, são criadas duas camadas de moléculas de água no espaçamento

interplanar-basal, o que eleva a distância basal de 10 Å para 14 Å (Rabe,

2003).

As partículas de esmectita possuem um caráter bipolar, com cargas

negativas localizadas no plano de maior dimensão (face) e cargas positivas na

região de menor dimensão (aresta), como mostra a Figura 2.


Figura 1. Representação esquemática de uma argila hidratada. Figura

adaptada (CHAGAS, 2005)

Figura 2. Representação morfológica de uma partícula coloidal de

esmectita (montmorillonita). Figura adaptada (CHAGAS, 2005)

2.7 – Polímeros

Os polímeros são compostos macromoleculares caracterizados pela

repetição de unidades estruturais mínimas de baixa massa molar denominadas

meros (Mano, 1999; Julião,2008).

n Meros Polímero

O processo de transformação de compostos químicos simples

(monômeros) em polímero denomina-se polimerização. A depender do


monômero, a reação poderá ocorrer em cadeia (poliadição) ou em etapas

(policondensação) (Julião, 2008)

2.7.1 – Polieletrólitos

Os polieletrólitos são polímeros hidrossolúveis que, por conterem

grupamentos fortemente polares ou espécies ionizáveis, solubilizam-se em

meios aquosos. De acordo com as cargas elétricas remanescentes na estrutura

polimérica após a dissolução dos polímeros em água, estes podem ser

classificados em: ANIÔNICOS (-), CATIÔNICOS (+), NÃO-IÔNICOS (0),

ANFÓTEROS (+,-) (Mano, 1999; Julião 2008).

Os polímeros aniônicos contêm grupamentos ácidos ligados à cadeia

principal, como por exemplo: carboxílicos, fosfônicos e sulfônicos. Geralmente,

os grupamentos ácidos encontram-se neutralizados, formando assim os

respectivos sais de metais alcalinos, que são fortemente ionizáveis em meio

aquoso, como o poli (acrilato de sódio).

Os polímeros catiônicos contêm um grupamento do tipo que se

dissocia em meio aquoso formando o cátion amônio quaternário, como

podemos observar no exemplo abaixo.

Br –

Nos polímeros não–iônicos, a solubilidade está associada apenas à

presença de grupamentos polares não-iônicos, tais como: -OH, - SH, -NH2, -O-.

CH2CH3

CH2CH3 CH3CH2

CH2CH3

N+

Figura 3. Brometo de tetraetilamônio


Os polímeros anfóteros apresentam simultaneamente grupamentos

catiônicos e aniônicos, que em solução aquosa poderão comportar-se como

polieletrólito catiônico ou aniônico, dependendo do pH do meio (Julião 2008).

Tabela 1: Determinação do caráter iônico predominante dos polímeros a

partir do pH.

pH Caráter predominante

Ácido Catiônico

Alcalino Aniônico

A estabilidade de um polieletrólito em meio aquoso depende,

fundamentalmente, da: concentração e distribuição dos grupos ionizáveis na

cadeia, concentração efetiva do polímero no meio aquoso, salinidade do meio

aquoso, pH do meio aquoso e valência dos cátions e ânions presentes no meio

aquoso. Os polieletrólitos, e mais amplamente os polímeros hidrossolúveis,

podem ser classificados segundo a sua origem ou processo de obtenção como:

Sintéticos: PHPA (poliacrilamida parcialmente hidrolisada)

Naturais: AMIDO, GOMA GUAR, GOMA XANTANA

Modificados: HEC (hidroxietil celulose), HPG (hidroxipropil guar), CMC

(carboximetilcelulose) (Julião,2008)

2.7.2 – Compatibilidade entre polímeros

Na elaboração da composição de fluidos, é fundamental observar o

aspecto de compatibilidade química entre os diversos componentes químicos.

Os polímeros hidrossolúveis iônicos são altamente sensíveis à presença de

outros aditivos ou possíveis contaminantes existentes no fluido-base no poço,

ou no reservatório. A incompatibilidade química que ocorre entre o polímero e

um aditivo ou contaminante geralmente é devido à diferença de caráter iônico.

Polímeros aniônicos são altamente incompatíveis com surfactantes,

estabilizadores ou bactericidas de caráter catiônico, ou com sais de metais

polivalentes. Da mesma forma, polímeros catiônicos têm seus grupamentos


funcionais neutralizados pela presença de compostos aniônicos polivalentes

(Julião,2008; Elias, 1997).

+

Polímero A Polímero B

Figura 4. Esquema representativo da incompatibilidade química de polímeros

iônicos por formação de precipitados

Por outro lado, pode-se observar uma sinergia positiva pela combinação

de duas estruturas poliméricas diferentes. Polímeros naturais, como goma

xantana (ligeiramente aniônica) e goma guar (não-iônico), podem se associar

sinergisticamente em solução aquosa obtendo-se viscosidade superior à soma

das parcelas de viscosidade de cada goma quando em solução na mesma

concentração (Julião, 2008).


3 - MATERIAIS E PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL

Nesta seção são apresentados os procedimentos empregados na

preparação dos fluidos, assim como os reagentes e equipamentos utilizados.

3.1 – Reagentes utilizados

Foram selecionados três inibidores de inchamento de argilas catiônicos,

identificados pelas siglas INIB A, INIB K e INIB S. Por se tratarem de produtos

comerciais, informações quanto ao fabricante e composição química não

poderão ser divulgadas em detalhes.

De acordo com a ficha técnica fornecida pelos fabricantes, o inibidor A é

um polímero catiônico à base de poliionenos, de alta massa molar; o inibidor S

é um sal doador de potássio, e o inibidor K é um polímero catiônico.

Os demais aditivos utilizados na preparação dos fluidos foram: cloreto de

sódio (NaCl) (PETROBRAS), cloreto de potássio (KCl) (PETROBRAS),

hidroxipropil guar (HPG – Figura 5) (NewPark Drilling Fluids), hidroxipropil

amido (HPA – Figura 6) (NewPark Drilling Fluids), celulose polianiônica (PAC –

Figura 7) (NewPark Drilling Fluids), óxido de magnésio (MgO) (NewPark Drilling

Fluids), calcita (CaCO3) (NewPark Drilling Fluids), Carbosan (Triazina) (Lambra

Ltda), Defoam siliconizado (Baker Hughes).

A argila utilizada para a confecção dos corpos de prova foi a bentonita

ativada, fornecida pela Carboflex.

Para o teste de Reinecke, foi utilizado o sal de Reinecke P.A. (Sigma

Aldrich), cuja composição é: NH4[Cr(NCS)4(NH3)2].H2O –

tetracianatodiaminocromato(III) de amônio monohidratado.

http://www.worldlingo.com/ma/enwiki/pt/Water_of_crystallization


Figura 5. Estrutura química do HPG

Figura 6. Estrutura química do HPA

Figura 7. Estrutura química do PAC


3.2 – Equipamentos

Os equipamentos utilizados foram os seguintes:

Balança analítica eletrônica – METTLER (LAPET/DQ/UFRN)

Bomba de alto vácuo Edwards (LAPET/DQ/UFRN)

Medidor de inchamento linear (LSM - Linear Swell Meter), modelo 2000,

da FANN (LAPET/DQ/UFRN)

Compactador hidraúlico para o Linear Swell Meter da FANN

(LAPET/DQ/UFRN)

Agitador Hamilton Beach, modelo N 5009 da FANN (LAPET/DQ/UFRN)

Viscosímetro rotativo, Modelo 35 A, com combinação R1-B1 e mola de

torção F1 da FANN (LAPET/DQ/UFRN)

Filtro API, série 300 da FANN (LAPET/DQ/UFRN)

3.3 – Preparação dos fluidos

Os fluidos foram preparados utilizando agitadores Hamilton Beach em

um barril equivalente (bbl-eq=350,5mL) à rotação de 18.000 rpm. Os produtos

químicos foram adicionados à água na seguinte ordem: HPG, HPA, PAC

(quando presente), inibidores de inchamento de argila, MgO, NaCl ou KCl

(quando presente), Defoam, Carbosan e calcita (Tabelas 2 e 3).

Tabela 2: Tabela básica dos fluidos da formulação do tipo 1 e 2 com os respectivos tempos de agitação.

FB0 FB21 FB40 FB23 FB42 FIC21 FIC40 FIC23 FIC42 Unidades Tempos de agitação em

minutos

Agua 1 1 1 1 1 1 1 1 1 bbl-eq -

HPG 2 2 2 2 2 2 2 2 2 lb/bbl-eq 10

HPA 5 5 5 5 5 5 5 5 5 lb/bbl-eq 10

PAC LV. -- -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq 10

Inibidor

Catiônico

-- -- -- -- -- 9 9 9 9 lb/bbl-eq 5

MgO 1 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq 10

NaCl -- 21 40 -- -- 21 40 -- -- lb/bbl-eq 10

KCl -- -- -- 23 42 -- -- 23 42 lb/bbl-eq 10

Antiesp.

Defoam

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq 5

Bacte.

Carbosan

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 lb/bbl-eq 5

Calcita 20 20 20 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq 10


Tabela 3: Tabela básica dos fluidos da formulação do tipo 3 e 4 com os respectivos tempos de agitação.

FB0P FB21P FB40P FB23P FB42P FIC21P FIC40P FIC23P FIC42P Unidades Tempo de agitação em

minutos

Agua 1 1 1 1 1 1 1 1 1 bbl-eq 10

HPG 1 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq 10

HPA 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq 10

PAC LV. 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq 10

Inibidor

Catiônico

-- -- -- -- -- 9 9 9 9 lb/bbl-eq 5

MgO 1 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq 10

NaCl -- 21 40 -- -- 21 40 -- -- lb/bbl-eq 10

KCl -- -- -- 23 42 -- -- 23 42 lb/bbl-eq 10

Antiesp.

Defoam

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq 5

Bacte.

Carbosan

0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 lb/bbl-eq 5

Calcita 20 20 20 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq 10

3.3.1 – Formulações dos fluidos de perfuração

Inicialmente, várias formulações (cerca de 32 formulações) foram

elaboradas e avaliadas quanto ao comportamento reológico, o volume de

filtrado e o grau de inibição de inchamento de argila. A partir dos resultados

obtidos, foram estabelecidas as concentrações de cada produto, levando em

consideração que as propriedades desses fluidos estariam dentro da faixa

considerada adequada para aplicação na perfuração de um poço.

Abaixo, são apresentadas as formulações estudadas. Na formulação 1,

foram utilizados os polímeros HPG e HPA (ambos não iônicos), como agentes

de controle da viscosidade e do volume de filtrado. Na formulação 2, as

concentrações do HPG e HPA foram reduzidas à metade e foi adicionado o

PAC, de caráter aniônico.


Tabela 4: Formulações dos fluidos aquosos contendo HPG e HPA, sem adição

de inibidor de inchamento de argila

Aditivos FB0 FB21 FB23 FB40 FB42 Unidades

Água Industrial 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 2 2 2 2 2 lb/bbl-eq

HPA 5 5 5 5 5 lb/bbl-eq

PAC LV -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB K -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB A -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB S -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl -- 21 -- 40 -- lb/bbl-eq

KCl -- -- 23 -- 42 lb/bbl-eq

Antiespumante

(Defoam)

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq

Bactericida

(Carbosan)

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 lb/bbl-eq

CaCO3 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq



de inibidor de inchamento de argila e de sal (21 lb/bbl NaCl e 23 lb/bbl KCl)

Aditivos FK21 FA21 FS21 FK23 FA23 FS23 Unidades

Água Industrial 1 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 2 2 2 2 2 2 lb/bbl-eq

HPA 5 5 5 5 5 5 lb/bbl-eq

PAC LV -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB K 9 -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

INIB A -- 9 -- -- 9 -- lb/bbl-eq

INIB S -- -- 9 -- -- 9 lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl 21 21 21 -- -- -- lb/bbl-eq

KCl -- -- -- 23 23 23 lb/bbl-eq

Antiespumante

(Defoam)

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq

Bactericida

(Carbosan)

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 lb/bbl-eq

CaCO3 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq



de inibidor de inchamento de argila e de sal (40 lb/bbl NaCl e 42 lb/bbl KCl)

Aditivos FK40 FA40 FS40 FK42 FA42 FS42 Unidades



HPA 5 5 5 5 5 5 lb/bbl-eq

PAC LV -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB K 9 -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

INIB A -- 9 -- -- 9 -- lb/bbl-eq

INIB S -- -- 9 -- -- 9 lb/bbl-eq


NaCl 40 40 40 -- -- -- lb/bbl-eq

KCl -- -- -- 42 42 42 lb/bbl-eq

Antiespumante

(Defoam)

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq

Bactericida

(Carbosan)

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 lb/bbl-eq

CaCO3 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq


Tabela 7: Formulações dos fluidos aquosos contendo HPG, HPA e PAC, sem

adição de inibidor de inchamento de argila

Aditivos FB0P FB21P FB23P FB40P FB42P Unidades

Água Industrial 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

HPA 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

PAC LV 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

INIB K -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB A -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

INIB S -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl -- 21 -- 40 -- lb/bbl-eq

KCl -- -- 23 -- 42 lb/bbl-eq

Antiespumante

(Defoam)

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq

Bactericida

(Carbosan)

0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 lb/bbl-eq

CaCO3 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq




KCl)

Aditivos FK21P FA21P FS21P FK23P FA23P FS23P Unidades



HPA 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

PAC LV 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

INIB K 9 -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

INIB A -- 9 -- -- 9 -- lb/bbl-eq

INIB S -- -- 9 -- -- 9 lb/bbl-eq


NaCl 21 21 21 -- -- -- lb/bbl-eq

KCl -- -- -- 23 23 23 lb/bbl-eq

Antiespumante

(Defoam)

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq

Bactericida

(Carbosan)

0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 lb/bbl-eq

CaCO3 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq




KCl)

Aditivos FK40P FA40P FS40P FK42P FA42P FS42P Unidades



HPA 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

PAC LV 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

INIB K 9 -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

INIB A -- 9 -- -- 9 -- lb/bbl-eq

INIB S -- -- 9 -- -- 9 lb/bbl-eq


NaCl 40 40 40 -- -- -- lb/bbl-eq

KCl -- -- -- 42 42 42 lb/bbl-eq

Antiespumante

(Defoam)

0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 lb/bbl-eq

Bactericida

(Carbosan)

0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 lb/bbl-eq

CaCO3 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq

3.3.2 – Medidas reológicas

As propriedades reológicas foram determinadas através de Viscosímetro

rotativo da FANN, modelo 35 A, com combinação R1-B1 e mola de torção F1.

O fluido foi colocado em um copo teste e as medidas foram feitas em

temperatura ambiente (aproximadamente 25ºC). As leituras de deflexão para

cada fluido foram realizadas nas rotações de 600, 300, 200, 100, 6 e 3 rpm.

As forças géis foram determinadas de acordo com o seguinte

procedimento: o fluido foi submetido à rotação de 600 rpm no viscosímetro.


Após 1 minuto nessa rotação, o equipamento foi desligado e, simultaneamente,

a rotação foi alterada para 3 rpm. Após repouso de 10 segundos, o

viscosímetro foi religado e a medida de deflexão máxima a 3 rpm foi anotada,

para a determinação do gel inicial. Em seguida, o fluido foi novamente

submetido à rotação de 600 rpm por 1 minuto, o equipamento foi desligado e,

após 10 minutos de repouso, a deflexão máxima do viscosímetro foi medida a 3

rpm, para a determinação do gel final. A viscosidade aparente foi determinada

a partir da leitura da deflexão a 600 rpm, através da equação Va = L600/2.

3.3.3 – Medidas de filtrado

As medidas do volume de filtrado foram feitas no Filtro prensa API, série

300 da FANN. Foram adicionados 350 mL de fluido na célula do filtro. Em

seguida, o volume de filtrado foi medido através da passagem do fluido por

papel de filtro Whatman número 50, quando submetido a uma pressão de 100

psi, durante 30 minutos.

3.3.4 – Medidas de inchamento linear

As determinações de inchamento linear dos corpos de prova de argila

ativada foram feitas no Linear Swell Meter, modelo 2000, da FANN. Os corpos

de prova de argila foram acoplados ao sensor do equipamento e imersos em

250 mL de fluido. O intumescimento dos corpos de prova foi acompanhado ao

longo de 3 horas de análise.

Os corpos de prova cilíndricos de argila foram obtidos através de um

compactador hidráulico. Cerca de 20 g de bentonita ativada foram adicionados

à célula do compactador e, em seguida, uma pressão de 10.000 psi foi aplicada

por um período de uma hora e meia. Em seguida, as pastilhas obtidas foram

levadas ao dessecador em atmosfera reduzida e solução de CaCl2 P.A., por

24h, obedecendo a indicação do manual do fabricante do LSM.


3.3.5 – Determinação do teor de inibidor de inchamento de

argila catiônico por sal de Reinecke

Inicialmente, foram preparadas soluções padrões dos inibidores de

argila, a concentração de 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl. Adicionou-se 1mL de uma

solução aquosa de sal de Reinecke 0,015 g/mL e 1 mL das soluções dos

inibidores a 7 mL de água. As amostras foram deixadas em repouso por 5

meses. Para a determinação do teor de inibidor ainda presente no fluido após

contato com a argila, ao final do teste de inchamento linear, os fluidos sofreram

filtração. O procedimento anterior foi repetido, substituindo-se a solução de

inibidor pelo filtrado dos fluidos obtidos após o teste no LSM. Ao final, o

aspecto visual dos sistemas contendo as alíquotas dos fluidos foi comparado

ao dos sistemas contendo as soluções padrões.


4 - RESULTADOS E DISCUSSÃO

4.1 – Medidas reológicas

Os valores de viscosidade efetiva foram determinados através da

relação Va = L600/2. A Tabela 7 mostra que, na ausência do inibidor catiônico,

as formulações contendo HPG, HPA e PAC (fluidos tipo 3 e 4 – FB21P e

FB23P) apresentaram viscosidades maiores que os correspondentes sem PAC

(.fluidos tipo 1 e 2 – FB21 e FB23). Levando também em consideração que os

fluidos contendo PAC foram preparados à concentração total de polímero de 6

lb/bbl, enquanto que os fluidos sem PAC continham 7 lb/bbl (Tabelas 1 a 5),

pode-se constatar a grande contribuição do PAC para o aumento da

viscosidade. Essa maior contribuição do PAC para o aumento da viscosidade

do fluido pode estar relacionada a diversos fatores, tais como: maior massa

molar do PAC, comparada à massa molar do HPG e HPA; o caráter aniônico

do PAC, que proporciona maior rigidez ao polímero e, assim, maior volume

hidrodinâmico da macromolécula no meio; o teor de grupos aniônicos no PAC;

a possibilidade do fenômeno “salting out” ocorrer no caso dos polímeros não

iônicos. Nesse caso, ocorre redução da solubilidade do polímero na presença

do sal, representando uma redução do volume hidrodinâmico do polímero no

meio e, assim, menor viscosidade. E, por último, a estrutura química dos

polímeros (Figuras 4, 5 e 6), que pode proporcionar graus de interação

diferentes com a água. Todos esses aspectos serão investigados com mais

detalhes em trabalhos futuros.

Ainda na Tabela 10, pode-se observar que o aumento da concentração

de sal em todos os tipos de fluido provoca redução de viscosidade. Esse

resultado pode ser explicado pela diminuição das interações polímero-água.

Com o aumento da concentração de sal no meio, a água tende a

solvatar/interagir mais com as espécies iônicas oriundas do sal. Com isso,

ocorre uma redução de solubilidade dos polímeros e, consequentemente,

redução de viscosidade (Tager, 1978).


Considerando os fluidos base (ou brancos) – FB21, FB23, FB21P,

FB23P – pode-se observar que não houve diferença significativa de

viscosidade ao se utilizar o NaCl ou KCl como eletrólito. Com a adição do

inibidor de inchamento de argila, houve uma tendência de aumento de

viscosidade, ou manutenção do valor da viscosidade, para os fluidos do tipo 1,

tipo 2 e tipo 3, mas uma redução de viscosidade para os fluidos do tipo 4,

indicando que a presença simultanea do PAC e do KCl promove redução de

solubilidade dos polímeros. Esse resultado parece indicar que a natureza

aniônica do PAC e a natureza catiônica dos inibidores não contribuem para a

formação de um complexo polieletrolítico insolúvel no meio, o que resultaria em

grande redução de viscosidade. Essa redução de viscosidade é mais bem

observada nos fluidos tipo 4, onde se tem a presença do KCl. Entretanto, no

geral, as mudanças de viscosidade em todos os fluidos, pela adição do inibidor

de inchamente de argila catiônico, não foi tão significativa. Dessa forma, pode-

se considerar que, em termos de propriedades reológicas, os aditivos

poliméricos foram compatíveis entre si, apesar do caráter aniônico do PAC e

catiônico dos inibidores.

O aumento de viscosidade observado nos fluidos FK42, FA40P e FS42P

da Tabela 10 pode ser explicado pela formação de agregados poliméricos, que

seriam responsáveis por volumes hidrodinâmicos aparentes maiores e, assim,

maiores viscosidades. Dependendo do grau de interação desses agregados

poliméricos com a água, pode ocorrer desde aumento de viscosidade (maior

interação), até a precipitação dos polímeros (menor interação).


Tabela 10: Viscosidade aparente para os fluidos aquosos contendo HPG, HPA e NaCl (fluido tipo 1) ou KCl (fluido tipo 2) e para os fluidos aquosos contendo HPG,

HPA, PAC e NaCl (fluido tipo 3) ou KCl (fluido tipo 4)

Fluidos aquosos contendo HPG, HPA e NaCl (fluido tipo 1) Fluidos aquosos contendo HPG, HPA e KCl (fluido tipo 2)

Va (cp) FB21 FK21 FA21 FS21 FB40 FK40 FA40 FS40 FB23 FK23 FA23 FS23 FB42 FK42 FA42 FS42

29,5 34,0 29,5 30,5 27,5 28,5 29,0 30,5 29,0 30,5 30,0 31,0 28,5 31,5 26,5 27,0

Fluidos aquosos contendo HPG, HPA, PAC e NaCl (fluido tipo 3) Fluidos aquosos contendo HPG, HPA, PAC e KCl (fluido tipo 4)

Va (cp) FB21P FK21P FA21P FS21P FB40P FK40P FA40P FS40P FB23P FK23P FA23P FS23P FB42P FK42P FA42P FS42P

33,0 35,0 34,5 27,5 29,5 34,5 35,0 25,5 32,5 29,0 28,5 30,0 30,0 27,5 27,0 30,5

Tabela 11: Formulação dos fluidos tipo 1


FB23 FK23 FA23 FS23 FB42 FK42 FA42 FS42 Unidades

Agua 1 1 1 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 2 2 2 2 2 2 2 2 lb/bbl-eq

HPA 5 5 5 5 5 5 5 5 lb/bbl-eq

PAC LV -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

Klagard -- 9 -- -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

Agena -- -- 9 -- -- -- 9 -- lb/bbl-eq

SM-HIB -- -- -- 9 -- -- -- 9 lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

KCl 23 23 23 23 42 42 42 42 lb/bbl-eq

Antiesp. 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 lb/bbl-eq

Bacte. 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 lb/bbl-eq

Calcita 20 20 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq

FB21 FK21 FA21 FS21 FB40 FK40 FA40 FS40 Unidades

Agua 1 1 1 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 2 2 2 2 2 2 2 2 lb/bbl-eq

HPA 5 5 5 5 5 5 5 5 lb/bbl-eq

PAC LV -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

Klagard -- 9 -- -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

Agena -- -- 9 -- -- -- 9 -- lb/bbl-eq

SM-HIB -- -- -- 9 -- -- -- 9 lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl 21 21 21 21 40 40 40 40 lb/bbl-eq

KCl -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

Antiesp. 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 lb/bbl-eq

Bacte. 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 lb/bbl-eq

Calcita 20 20 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq

Monografia

47

Bruno Alysson B.D. de Araújo

Tabela 13: Formulações dos fluidos tipo 3


FB21P FK21P FA21P FS21P FB40P FK40P FA40P FS40P Unidades

Agua 1 1 1 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

HPA 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

PAC LV 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

Klagard -- 9 -- -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

Agena -- -- 9 -- -- -- 9 -- lb/bbl-eq

SM-HIB -- -- -- 9 -- -- -- 9 lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl 21 21 21 21 40 40 40 40 lb/bbl-eq

KCl -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

Antiesp. 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 lb/bbl-eq

Bacte. 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 lb/bbl-eq

Calcita 20 20 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq

FB23P FK23P FA23P FS23P FB42P FK42P FA42P FS42P Unidades

Agua 1 1 1 1 1 1 1 1 bbl-eq

HPG 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

HPA 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

PAC LV.

2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 lb/bbl-eq

Klagard -- 9 -- -- -- 9 -- -- lb/bbl-eq

Agena -- -- 9 -- -- -- 9 -- lb/bbl-eq

SM-HIB -- -- -- 9 -- -- -- 9 lb/bbl-eq

MgO 1 1 1 1 1 1 1 1 lb/bbl-eq

NaCl -- -- -- -- -- -- -- -- lb/bbl-eq

KCl 23 23 23 23 42 42 42 42 lb/bbl-eq

Antiesp. 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 lb/bbl-eq

Bacte. 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 lb/bbl-eq

Calcita 20 20 20 20 20 20 20 20 lb/bbl-eq

Monografia

48


4.2 – Medidas de filtrado

As Figuras 8 a 14 mostram a variação do volume de filtrado em função

da composição dos fluidos.

Figura 8. Volume de filtrado para os fluidos aquosos contendo HPG, HPA e

NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 1) (Formulações da tabelas 2 e 3)

A Figura 8 mostra que na concentração de NaCl igual a 21 lb/bbl, o

fluido contendo o inibidor INIB A foi o que apresentou menor volume de filtrado,

enquanto os demais fluidos contendo os inibidores INIB K e INIB S,

apresentaram volumes de filtrado próximos aos fluidos base (brancos).

0

5

10

15

20

25

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0

FB21

FK21

FA21

FS21

Monografia

49



NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 1) (Formulações da tabelas 2 e 4)

Aumentando a concentração de NaCl para 40 lb/bbl, em geral, houve

redução do filtrado, com excessão do fluido contendo o INIB K. O fluido

contendo o INIB A continuou apresentando o menor volume de filtrado. Esses

resultados parecem indicar que o aumento da concentração de sal, em geral,

contribui para a diminuição do volume de filtrado. Comparando com os dados

de reologia da Tabela 10, com o aumento da concentração de sal, foi

observada redução de viscosidade em vários fluidos. Não se observa uma

relação direta entre viscosidade e volume de filtrado, entretanto, parece existir

uma relação entre o volume de filtrado e a qualidade do solvente para o

polímero, ou seja, com a redução da qualidade do solvente existe a tendência

de formação de agregados.

As Figuras 10 e 11 mostram que a substituição do NaCl pelo KCl resulta

em menores valores de volume de filtrado, especialmente para os fluidos

contendo os inibidores de inchamento de argila catiônicos. Os volumes de

filtrado foram ainda menores quando a concentração de KCl foi dobrada

(Figura 11).

0

5

10

15

20

25

1

Vo

lum

e d

e f

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0

FB40

FK40

FA40

FS40

Monografia

50



KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 2) (Formulações da tabelas 2 e 3)


KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 2) (Formulações da tabelas 2 e 4)

As Figuras 12 a 13 evidenciam a importância do PAC no controle do

volume de filtrado. A presença dos inibidores de inchamento de argila

continuou provocando redução no volume de filtrado, entretanto, de forma

menos significativa, quando comparado aos fluidos base (brancos).

0

5

10

15

20

25

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0

FB23

FK23

FA23

FS23

0

5

10

15

20

25

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0

FB42

FK42

FA42

FS42

Monografia

51


Figura 12. Volume de filtrado para os fluidos aquosos contendo HPG, HPA,

PAC e NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 3) (Formulações da tabelas 5 e 6)


PAC e NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 3) (Formulações da tabelas 5 e 7)

Diferente do que foi observado para os fluidos tipo 1 e 2, o aumento da

concentração de sal, assim como a substituição do NaCl por KCl, não resultou

em mudança significativa do volume de filtrado, indicando que na presença do

PAC, os inibidores de inchamento de argila apresentam pouca influência no

volume de filtrado.

0

2

4

6

8

10

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0P

FB21P

FK21P

FA21P

FS21P

0

2

4

6

8

10

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipo de Fluidos

FB0P

FB40P

FK40P

FA40P

FS40P

Monografia

52



PAC e KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 4) (Formulações da tabelas 5 e 6)


PAC e KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 4) (Formulações da tabelas 5 e 7)

0

2

4

6

8

10

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0P

FB23P

FK23P

FA23P

FS23P

0

2

4

6

8

10

1

Vo

lum

e d

e F

iltra

do

(m

L)

Tipos de Fluidos

FB0P

FB42P

FK42P

FA42P

FS42P

Monografia

53


4.3 – Medidas de inchamento linear

As Figuras 16 a 23 mostram os percentuais de inchamento de argila

obtidos através dos testes de inchamento linear para os diferentes fluidos

analisados.

Figura 16. Porcentagem de inchamento de argila em contato com os fluidos

aquosos contendo HPG, HPA e NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 1) (Formulações da

tabelas 2 e 3)

Comparando os resultados obtidos para os fluidos contendo NaCl

(Figuras 16, 17, 20 e 21) com os correspondentes que possuem KCl (Figuras

18, 19, 22, 23), pode-se observar que os fluidos sem sal (NaCl) apresentaram

um grau de inchamento levemente maior que os fluidos inibidos com sal

(NaCl). Entretanto, na presença de KCl, os fluidos contendo apenas os

polímeros HPG, HPA e PAC apresentaram menor grau de inchamento que na

presença do KCl. Esse resultado parece indicar que esses polímeros já

apresentam interações significativas com a argila, inibindo o seu inchamento e,

também, que o KCl prejudica essa interação, provocando aumento de

inchamento da argila.

0

5

10

15

20

25

1

% d

e In

cham

en

to

Tipos de fluidos

FB0

FB21

FK21

FA21

FS21

Monografia

54


As diferenças mais significativas entre os inibidores de inchamento de

argila foram observadas na presença de KCl. Comparando todos os resultados

obtidos, em NaCl e em KCl, pode-se considerar que o inibidor INIB K foi o que

apresentou melhor desempenho.


aquosos contendo HPG, HPA e NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 1) (Formulações da

tabelas 2 e 4)

Nas Figuras 16 e 17, pode-se observar que quando a concentração de

NaCl é duplicada, os valores de inchamento sofrem uma diminuição, que é

mais significativa que para os fluidos contendo KCl (Figuras 18 e 19).

0

5

10

15

20

25

1

% d

e In

cham

en

to

Tipos de Fluidos

FB0

FB40

FK40

FA40

FS40

Monografia

55



aquosos contendo HPG, HPA e KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 2) (Formulações da

tabelas 2 e 3)


aquosos contendo HPG, HPA e KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 2) (Formulações da

tabelas 2 e 4)

0

10

20

30

40

1

% d

e In

cham

en

to

Tipos de Fluidos

FB0

FB23

FK23

FA23

FS23

0

5

10

15

20

25

1

% d

e In

cham

en

to

Tipos de Fluidos

FB0

FB42

FK42

FA42

FS42

Monografia

56



aquosos contendo HPG, HPA, PAC e NaCl 21 lb/bbl (fluido tipo 3)

(Formulações da tabelas 5 e 6)

Na presença do PAC, a eficiência dos inibidores de inchamento de argila

foi significativamente melhorada, passando a apresentar valores em torno de

10 % (Figuras 20 a 23). De modo geral, pode-se considerar que os inibidores

INIB K e INIB A foram os que apresentaram os melhores resultados. Levando

em consideração as informações contidas nas fichas técnicas dos produtos, em

que constam que o INIB K e o INIB A são polímeros catiônicos, enquanto que o

INIB S é um sal “doador de potássio”, pode-se concluir que o PAC, por ter

caráter aniônico, aproxima de forma mais eficiente as “lâminas” de argila,

reduzindo o inchamento. Por sua vez, os polímeros catiônicos, em função da

elevada massa molar, “encapsulam” as lâminas, reduzindo ainda mais o

inchamento. Esse efeito de “encapsulação” não pode ser observado no caso do

uso do INIB S, por não se tratar de um composto polimérico.

0

10

20

30

40

50

1

% d

e In

cham

en

to

Tipo de Fluido

FB0P

FB21P

FK21P

FA21P

FS21P

Monografia

57



aquosos contendo HPG, HPA, PAC e NaCl 40 lb/bbl (fluido tipo 3)



aquosos contendo HPG, HPA, PAC e KCl 23 lb/bbl (fluido tipo 4)


0

10

20

30

40

50

1

% d

e In

cham

en

to

Tipos de Fluidos

FB0P

FB40P

FK40P

FA40P

FS40P

0

10

20

30

40

50

1

% d

e In

cham

en

to

Tipo de Fluidos

FB0P

FB23P

FK23P

FA23P

FS23P

Monografia

58



aquosos contendo HPG, HPA, PAC e KCl 42 lb/bbl (fluido tipo 4)


4.4 – Teste do sal de Reinecke

Através do sal de Reinecke, foi verificada a quantidade de inibidor de

inchamento remanescente no fluido após o teste de inchamento linear. Os

testes foram feitos apenas para os fluidos tipo 3 e 4, já que foram os que

apresentaram os melhores resultados de porcentagem de inchamento.

O sal de Reinecke, quando dissociado em meio aquoso, adquire caráter

fortemente aniônico, devido à presença de 4 grupos tiocianato (SCN)

ambidentados. Dessa forma, ele pode interagir intensamente com o polímero

catiônico dissolvido no meio, provocando a precipitação de um complexo de

coloração rosa. Quanto maior a quantidade de precipitado rosa, maior o teor de

polímero catiônico no meio. É um teste puramente qualitativo, em que não é

possível se determinar a concentração exata de inibidor de inchamento de

argila no meio, mas que pode auxiliar na interpretação das propriedades dos

sistemas.

As Figuras 24 a 26 mostram o aspecto visual das soluções padrões dos

inibidores A, S e K, respectivamente. O sobrenadante de cor azul não seria

0

10

20

30

40

50

1

% d

e In

cham

en

to

Tipo de Fluidos

FB0P

FB42P

FK42P

FA42P

FS42P

Monografia

59


esperado. É possível que ele tenha surgido em função de subprodutos

presentes nos inibidores comerciais, que, provavelmente, não sofrem extensiva

purificação para aplicação em poços de petróleo.

Figura 24. Soluções padrões para o inibidor A, a 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl de inibidor (da

esquerda para direita)

Figura 25. Soluções padrões para o inibidor S, a 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl de inibidor (da

esquerda para direita)

Monografia

60


Figura 26. Soluções padrões para o inibidor K, a 1, 3, 5, 7 e 9 lb/bbl de inibidor

(da esquerda para direita)

As Figuras 27 a 29 mostram o aspecto visual do filtrado dos fluidos

FK42, FA40P e FS42P antes (esquerda) e depois (direita) do contato com a

argila (ao final do testes LSM) e após adição do sal de Reinecke. Os resultados

mostram que, mesmo após consumo do inibidor pela argila, ainda há muito

inibidor no meio aquoso, o que faz com que a altura do precipitado do

complexo inibidor-sal de Reinecke seja semelhante para os dois casos.

Monografia

61


Figura 27. Comparação da precipitação do complexo inibidor-sal de Reinecke

para o INIB A na formulação FA40P, antes (esquerda) e depois (direita) do

contato com a argila


para o INIB S na formulação FS40P, antes (esquerda) e depois (direita) do


Monografia

62



para o INIB K na formulação FK40P, antes (esquerda) e depois (direita) do


Comparando a altura alcançada pelo precipitado do complexo inibidor-

sal de Reinicke para cada inibidor de inchamento de argila estudado, após

contato dos fluidos com a argila, com os fluidos padrões mostrados nas Figuras

24 a 26, pode-se concluir que o inibidor foi mantido no meio a concentração

média de 9 lb/bbl. Inicialmente, o principal interesse em realizar esse teste era

o de verificar se o PAC (de caráter aniônico), presente em alguns fluidos,

interagiria com o inibidor de inchamento de argila (de caráter catiônico),

reduzindo a concentração do inibidor no meio e, assim, a sua eficiência. Os

resultados mostrados através das Figuras 24 a 29 evidenciam que o PAC não

prejudica a ação dos inibidores catiônicos, o que também foi confirmado a partir

dos resultados do LSM mostrados anteriormente.

Monografia

63


5 - CONCLUSÕES

Pode-se considerar que o trabalho inicialmente proposto e apresentado

nessa monografia atingiu os objetivos estabelecidos. As diferentes formulações

de fluidos aquosos estudadas evidenciaram a importância dos aditivos

poliméricos empregados no controle das propriedades reológicas, do volume

de filtrado e na inibição de inchamento das argilas. As propriedades reológicas

e os volumes de filtrado obtidos apresentaram valores que variaram de

razoáveis a ótimos, levando em consideração as exigências de campo. Através

dos testes de inchamento linear de argila e de Reinecke, pôde-se verificar que

a ação do inibidor catiônico não é prejudicada pela presença do polieletrólito

aniônico PAC, inclusive, a presença do PAC melhorou significativamente a

inibição do inchamento da argila. Em suma, pode-se concluir que os polímeros

utilizados neste trabalho (HPG, HPA, PAC e inibidores de argila poliméricos

catiônicos) foram compatíveis entre si, já que não houve prejuízo em nenhuma

das propriedades dos fluidos.

Monografia

64


6 - SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS

Analisar o inchamento de argilas utilizando outros aditivos químicos de

natureza semelhante;

Fazer uma investigação a fim de melhor entender os parâmetros de

viscosidade e volume de filtrado;

Submeter as formulações avaliadas nesse trabalho ao efeito da

temperatura e investigar seu comportamento;

Variar a concentração dos aditivos poliméricos visando menor teor de

sólidos e melhores resultados;

Aplicar modelos cinéticos às curvas de inchamento das argilas.

Monografia

65


REFERÊNCIAS

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