ALEXANDRE ALVES MARINHO -...
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ESTUDO COMPARATIVO DO DESEMPENHO DE INIBIDORES DE INCHAMENTO DE ARGILAS EM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO À BASE DE ÁGUA ALEXANDRE ALVES MARINHO UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO MACAÉ - RJ MARÇO - 2012
Transcript of ALEXANDRE ALVES MARINHO -...
ESTUDO COMPARATIVO DO DESEMPENHO DE INIBIDORES DEINCHAMENTO DE ARGILAS EM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO À
BASE DE ÁGUA
ALEXANDRE ALVES MARINHO
UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSELABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MACAÉ - RJMARÇO - 2012
ESTUDO COMPARATIVO DO DESEMPENHO DE INIBIDORES DEINCHAMENTO DE ARGILAS EM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO À
BASE DE ÁGUA
ALEXANDRE ALVES MARINHO
Monografia apresentada ao Centro de Ci-
ências e Tecnologia da Universidade Esta-
dual do Norte Fluminense, como parte das
exigências para obtenção do título de En-
genheiro de Exploração e Produção de Pe-
tróleo.
ANA CATARINA DA ROCHA MEDEIROS, D.Sc.
MACAÉ - RJMARÇO - 2012
ESTUDO COMPARATIVO DO DESEMPENHO DE INIBIDORES DEINCHAMENTO DE ARGILAS EM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO À
BASE DE ÁGUA
ALEXANDRE ALVES MARINHO
Monografia apresentada ao Centro de Ci-
ências e Tecnologia da Universidade Esta-
dual do Norte Fluminense, como parte das
exigências para obtenção do título de En-
genheiro de Exploração e Produção de Pe-
tróleo.
Aprovada em 12 de Março de 2012.
Comissão Examinadora:
Prof. Adolfo Puime Pires (D.Sc, Engenharia de Reservatórios) - LENEP/CCT/UENF
Prof. Luiz Eduardo Melo Lima (D.Sc, Engenharia Mecânica) - LENEP/CCT/UENF
Ana Catarina da Rocha Medeiros, (D.Sc, Química)- LENEP/CCT/UENF -
(Orientadora)
Agradecimentos
Agradeço a Deus por me dar a energia necessária para finalizar este trabalho
dentro dos devidos prazos.
Aos meus pais, Angélica e Eduardo, que apesar das circunstâncias, tentam me
dar apoio sempre que possível.
Ao meu irmão Rodrigo, que é meu maior amigo.
Aos amigos Henrique Mageste, Leonardo Werneck, Natã Franco e Vinícius Pardini,
que contribuíram com suas opiniões e experiências na elaboração deste trabalho, além
de ajudar de outras formas quando foi preciso.
A Ana Lúcia, bibliotecária do LENEP, pela disposição em ajudar nas minhas buscas
por livros e pela compreensão com alguns atrasos de livros.
Às companheiras de laboratório, Geizila e Shirlene, pela enorme ajuda na realiza-
ção dos experimentos.
À antiga funcionária do laboratório de fluidos do LENEP, Milena, que ensinou a
operar boa parte dos equipamentos no laboratório de fluidos.
Aos membros da banca, professores Adolfo Puime e Luiz Eduardo Melo, pelas
observações e contribuições para com a versão final deste trabalho.
À orientadora deste trabalho, Ana Catarina da Rocha Medeiros, pelo acompanha-
mento do trabalho.
Aos parentes, amigos, colegas de classe, colegas de trabalho, professores e fun-
cionários e a UENF. O apoio e colaboração destes foi fator crítico para finalizar este
trabalho.
Aos funcionários do CENPES/PETROBRAS, Angelo Vianna e Elessandre Alves,
pela colaboração na elaboração da matriz de ensaios.
Ao CENPES/PETROBRAS, pelo fornecimento dos compostos inibidores essenci-
ais a realização dos ensaios comparativos.
Ao comitê gestor do PRH20-ANP/LENEP/CCT/UENF, à Agência Nacional do Pe-
tróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, à Financiadora de Estudos e Projetos
– FINEP e ao Ministério da Ciência e Tecnologia – MCT, pelo fornecimento de bolsa
de estudos e taxa de bancada por meio do Programa de Recursos Humanos da ANP
para o Setor Petróleo e Gás – PRH-ANP/MCT.
✐✐
Epígrafe
"Não reze por uma vida fácil, reze pela força necessária para enfrentar uma vida
difícil." (Bruce Lee)
✐✐✐
Sumário
Nomenclatura xi
Resumo xiii
Abstract xiv
1 Introdução 1
1.1 Escopo do Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.2 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.3 Organização do Documento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
2 Revisão Bibliográfica 6
2.1 Exploração e Produção de Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.1.1 Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.1.2 Descoberta e desenvolvimento de um campo . . . . . . . . . . . 8
2.1.3 Aspectos do planejamento da produção . . . . . . . . . . . . . . 10
2.1.4 A perfuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
2.2 Fluidos de Perfuração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2.1 Funções dos fluidos de perfuração . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.2.2 Sistema de circulação do fluido de perfuração . . . . . . . . . . 15
2.2.3 Classificação dos fluidos de perfuração . . . . . . . . . . . . . . 17
2.2.4 Propriedades dos fluidos de perfuração . . . . . . . . . . . . . . 23
2.2.5 Histórico dos fluidos à base de água . . . . . . . . . . . . . . . . 29
2.3 Reologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Sumário
2.3.1 Medição da relação entre tensão cisalhante e taxa de cisalhamento 33
2.3.2 Fluidos Newtonianos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
2.3.3 Fluidos não Newtonianos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
2.3.4 Comportamento dos fluidos e perfuração . . . . . . . . . . . . . 38
2.3.5 Suspensão de cascalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.4 Argilominerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.4.1 Utilização de argilas nos fluidos de perfuração . . . . . . . . . . 40
2.4.2 Composição e estrutura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
2.4.3 Tipos de argilominerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
2.4.4 Inchamento de argilas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
2.5 Inchamento de Argilas - Problemas e Inibição . . . . . . . . . . . . . . . 54
2.5.1 Fundamentos do comportamento dos folhelhos . . . . . . . . . . 55
2.5.2 Problemas causados pelo inchamento de argilas . . . . . . . . . 56
2.5.3 Inibição de inchamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
3 Metodologia 61
3.1 Escopo dos Ensaios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
3.2 Materiais e Equipamentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
3.2.1 Materiais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
3.2.2 Equipamentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
3.2.3 Software . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
3.3 Dados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
3.4 Ensaio de Inchamento de Argilas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
3.4.1 Preparação dos corpos de prova . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
3.4.2 Preparação do conjunto de ensaio e medidas iniciais . . . . . . 71
3.4.3 Preparação da solução de inibidor . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
3.4.4 Realização do ensaio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
✈
Sumário
4 Desenvolvimento 75
4.1 Elaboração da Matriz de Ensaios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
4.2 Ensaios em Branco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
5 Resultados e Análises 82
5.1 Desempenho dos Compostos Inibidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
5.1.1 Considerações iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
5.1.2 Comparação quantitativa de desempenho . . . . . . . . . . . . . 87
5.1.3 Comparação qualitativa de desempenho . . . . . . . . . . . . . 88
5.1.4 Análise de VRM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
5.2 Qualidade dos Dados de VRE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
6 Conclusões 94
6.1 Conclusões . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
6.2 Sugestões Para Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
Apêndice A -- Curvas de Inchamento Linear Registradas no LSM 2000 101
A.1 Grupo 01 - Inibidores de Desempenho Superior . . . . . . . . . . . . . . 101
A.2 Grupo 02 - Inibidores de Desempenho Inferior . . . . . . . . . . . . . . 103
✈✐
Lista de Figuras
1 Etapas e despesas de um típico programa de exploração. Adaptado de
Jahn et al. (2000). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2 Sonda de perfuração rotativa. Adaptado de (JAHN et al., 2000). . . . . . 12
3 Sistema de tratamento de lama (BARRAGAN et al., 2001). . . . . . . . . . 15
4 Swivel (BARRAGAN et al., 2001). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
5 Diagrama esquemático de emulsão água-óleo (CHILINGARIAN; VORABUTR,
1981). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6 Antiga sonda de perfuração chinesa (CAENN et al., 2011). . . . . . . . . . 30
7 Gradiente de velocidade em um fluxo de fluido. Adaptado de Chilinga-
rian e Vorabutr (1981). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
8 Viscosímetro rotacional (CAENN et al., 2011). . . . . . . . . . . . . . . . . 33
9 Viscosímetro Fann 35A (CAENN et al., 2011). . . . . . . . . . . . . . . . . 34
10 Relação entre tensão cisalhante (shear stress) e taxa de cisalhamento
(shear rate) - fluidos Newtonianos (viscosidade constante). Adaptado
de (CAENN et al., 2011). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
11 Curvas de fluxo (A) e de viscosidade (B) do fluido binghamiano ou plás-
tico (MACHADO, 2002). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
12 Curvas de fluxo de fluido de Ostwald (MACHADO, 2002). . . . . . . . . . 38
13 Curvas de fluxo de modelos de fluxo comuns (CAENN et al., 2011). . . . 39
14 Estruturas básicas dos argilominerais (PROTHERO; SCHWAB, 1996). . . . 42
15 Estrutura tipo 2:1 (CAENN et al., 2011). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
16 Estrutura tipo 1:1 (PROTHERO; SCHWAB, 1996). . . . . . . . . . . . . . . 44
17 Estrutura das caolinitas (proporção 1:1) (PROTHERO; SCHWAB, 1996). . . 46
18 Estrutura das ilitas (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). . . . . . . . . . . . 47
Lista de Figuras
19 Estrutura das esmectitas (PROTHERO; SCHWAB, 1996). . . . . . . . . . . 48
20 Estrutura das cloritas (PROTHERO; SCHWAB, 1996). . . . . . . . . . . . . 50
21 Micrografia eletrônica de atapulgita (CAENN et al., 2011). . . . . . . . . . 51
22 Esquema representando o inchamento da montmorillonita devido à ad-
sorção de água (AMORIM, 2003). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
23 Típico exemplo de problemas de alargamento de poço devido à instabi-
lidade de folhelhos (shale) (OORT, 2003). . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
24 Forças atuantes em um sistema de folhelho contendo argilominerais e
outros minerais (OORT, 2003). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
25 Pressões atuantes no cascalho, (OORT, 2003). . . . . . . . . . . . . . . 56
26 Relação entre conteúdo de água e a tendência ao enceramento de
broca, (OORT, 2003). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
27 Corpo de prova cilíndrico de argila. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
28 LSM 2000 - Fann Instrument Company. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
29 Subcomponentes do LSM 2000. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
30 Recipiente de vidro que recebe o conjunto de ensaio e o fluido a ser
testado - Pyrex. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
31 Componentes do LSM 2000. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
32 LSM Compactor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
33 Balança A - BEL electronics Mark 2200 classe II. . . . . . . . . . . . . . 66
34 Balança B - OHAUS Adventurer. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
35 Paquímetro - Aerospace. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
36 Computador dedicado ao software de operação do LSM 2000. . . . . . 67
37 Software de gerenciamento do LSM 2000 em funcionamento durante
ensaio (manual LSM 2000). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
38 Formulário de dados base. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
39 Esquema representativo da célula compactadora (manual LSM 2000). . 70
40 Pistão hidráulico do compactador do LSM 2000. . . . . . . . . . . . . . 71
41 Esquema de montagem do conjunto de ensaio (manual LSM 2000). . . 71
✈✐✐✐
Lista de Figuras
42 Esquema de ensaio em progresso (manual LSM 2000). . . . . . . . . . 73
43 Detalhe lateral do esquema de ensaio em progresso (manual LSM 200). 73
44 Curvas de inchamento linear (cabeças de medição 02 e 03). . . . . . . 78
45 Curvas de inchamento linear (cabeças de medição 02 e 04). . . . . . . 79
46 Resultados - inchamento linear (VRE, I6, I3) e variação de massa (VRM). 85
47 Curvas de inchamento linear, ensaios 036, 037 e 038 - inibidor EVG 364. 86
48 Resultados - inchamento linear (VRE, I6, I3) e variação de massa (VRM). 87
49 Curvas de inchamento linear, ensaios 059, 060 e 061 - inibidor 182 (I6
= 27,57%). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
50 Fotografias de fim de ensaio - inibidores A) 182; B) 183; C) 184; D) EVG
BA CC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
51 Fotografias de fim de ensaio - inibidores: A) EVG 363; B) EVG 364; C)
EVG 365; D) EVG 366; E) EVG 367; F) EVG 368; G) EVG 369. . . . . . 90
52 Fotografias de fim de ensaio - inibidor 185. . . . . . . . . . . . . . . . . 91
53 Fotografias de fim de ensaio - água. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
54 Inibidor 182. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
55 Inibidor 183. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
56 Inibidor 184. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
57 Inibidor EVG BA CC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
58 Inibidor 185. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
59 Inibidor EVG 363. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
60 Inibidor EVG 364. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
61 Inibidor EVG 365. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
62 Inibidor EVG 366. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
63 Inibidor EVG 367. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
64 Inibidor EVG 368. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
65 Inibidor EVG 369. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
✐①
Lista de Tabelas
1 Massa específica de componentes comuns nos fluidos de perfuração.
Adaptado de Caenn et al. (2011). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
2 Relação de compostos inibidores testados . . . . . . . . . . . . . . . . 63
3 Planejamento da matriz de ensaios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
4 Resultados dos ensaios em branco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
5 Análise estatística simples - grupos de ensaios em branco A e B. . . . . 80
6 Comparação entre dados de medida com paquímetro e dados dos gru-
pos A e B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
7 Resultados dos ensaios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
8 Resultados condensados - média e desvio padrão. . . . . . . . . . . . . 84
9 Resultados condensados - média e desvio padrão. . . . . . . . . . . . . 86
10 Erro das medidas de VRE em relação a I6 e I3. . . . . . . . . . . . . . . 92
Nomenclatura
A nomenclatura está dividida em: alfabeto latino, acrônimos e siglas, sendo apre-
sentada em ordem alfabética.
Alfabeto Latino
A Área [m2]
c Espaçamento basal [angstron]
F Força [kg × m/s²]
K Índice de consistência [Pa.sn]
n Índice de comportamento
Pfluido Pressão hidrostática do fluido de perfuração [Pa]
Pporo Pressão de poros [Pa]
Pinchamento Pressão de inchamento [Pa]
r Distância [m]
t Tensão cisalhante [Pa]
tL Limite de escoamento [Pa]
T eff Tensão efetiva [Pa]
u Viscosidade [Pa.s]
ua Viscosidade aparente [Pa.s]
up Viscosidade plástica [Pa.s]
v Velocidade [m/s]
y Taxa de cisalhamento [s-1]
Acrônimos
CENPESCentro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de
Mello
LENEP Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo
UENF Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro
Nomenclatura
Siglas
FBA Fluido de perfuração à base de água
FBAAPD Fluido de perfuração à base de água de alto desempenho
FNA Fluido de perfuração não aquoso
I3 Percentual de inchamento linear após 3 horas de ensaio
I6 Percentual de inchamento linear após 6 horas de ensaio
LSM Linear Swell Meter (Medidor de inchamento linear)
VRE Variação relativa de espessura
VRM Variação relativa de massa
①✐✐
Estudo Comparativo do Desempenho de Inibidores de Inchamento de Argilas em
Fluidos de Perfuração à Base de Água
Resumo
É comum a necessidade de adicionar produtos químicos aos fluidos de perfura-
ção aquosos utilizados na perfuração de poços de petróleo. O foco de estudo deste
trabalho é a análise de aditivos que visam à mitigação do processo de inchamento de
argilas, mais especificamente os polímeros catiônicos adicionados aos fluidos aquo-
sos com este propósito. Durante a perfuração da grande maioria dos poços é normal
atravessar litologias altamente reativas (folhelhos). Evitar o inchamento de argilas
(principais constituintes dos folhelhos) significa contribuir com a preservação da esta-
bilidade das paredes do poço e com a mitigação da incorporação de sólidos perfurados
ao fluido de perfuração. O propósito dos testes realizados ao longo deste trabalho é a
comparação do desempenho de diferentes compostos inibidores comerciais diluídos
em solução aquosa. Os principais resultados (I6 e I3 - inchamento linear após 6 ho-
ras de ensaio e após 3 horas de ensaio, respectivamente) foram obtidos a partir dos
ensaios de inchamento linear realizados no LSM 2000, da Fann Instrument Company.
Este equipamento registra o percentual de inchamento linear sofrido por um corpo
de prova de argila bentonítica ativada submerso na solução contendo o inibidor que
está sendo testado. Após a análise dos resultados, destacaram-se quatro inibidores
com desempenho superior aos demais: os compostos 182, 183, 184 e EVG BA CC. A
avaliação qualitativa através do acompanhamento visual dos ensaios (e registro com
fotografias) revelou que estes mesmos compostos foram os únicos que expeliram bai-
xas quantidades de material argiloso através da tela metálica que cerca o corpo de
prova. Os ensaios envolveram uma metodologia de medição adicional, que consistiu
em medir a espessura inicial e final do conjunto de ensaio com auxílio de um paquí-
metro de elevada precisão. A variação relativa de espessura (VRE) calculada a partir
destas medições apresentou resultados satisfatórios, com erro médio de 2,19% em re-
lação às medidas do LSM. Esta medição auxiliar pode ser utilizada como ferramenta
de controle sobre a qualidade dos dados do LSM, isto é, uma diferença acentuada
entre as duas formas de medição pode revelar problemas de calibração do LSM.
Palavras chave: [fluidos de perfuração base água, inchamento de argilas]
xiii
Comparative Study of Clay Swelling Inhibitors Used in Water Based Drilling Fluids
Abstract
It is often necessary to add chemical compounds to aqueous drilling fluids used
to drill oil wells. The purposes of these vary widely. The focus of this work is the
analysis of additives used to mitigate the swelling process of clays, particularly the ca-
tionic polymers added to aqueous fluids with this purpose. While drilling is usual to
penetrate highly reactive lithologies (shales) that require the use of these additives.
Preventing the swelling of clays (the main constituents of shale) means contributing to
the preservation of the wellbore’s stability and to the mitigation of solids incorporation
into the drilling fluid. The results of the tests conducted during this work were used to
compare the performance of different commercial inhibitor compounds diluted in aque-
ous solution. The final results (I6 - linear swelling after 6 hours of testing; I3 - linear
swelling after 3 hours of testing) were obtained from the linear swelling tests conduc-
ted using the LSM 2000, from Fann Instrument Company. This equipment records the
percentage of linear swelling of a bentonitic activated clay core sample immersed in
the solution containing the inhibitor being tested. After analyzing the results by com-
paring the linear swelling values (I6 and I3), four inhibitors stood out with performance
significantly superior to the others: the compounds 182, 183, 184 and EVG BA CC.
Qualitative evaluation by visual monitoring of the tests (which were also registered with
photographs) revealed that these same compounds expelled a very small amount of
clayey material through the metal screen surrounding the clay core. An additional me-
asurement methodology was also applied, which consisted of measuring the thickness
of the initial and final test kit with a high accuracy caliper rule. The relative variation
of thickness (VRE) calculated from these measurements showed satisfactory results,
with average error of 2.19% in comparison with the LSM measurements. These additi-
onal measurements can be used as an auxiliary tool to control the quality of LSM data,
i.e., a marked difference between the two measurement forms may reveal calibration
problems on the LSM.
Keywords: [water based drilling fluids, clay swelling]
xiv
1
1 Introdução
É comum a necessidade de adicionar os mais diversos aditivos aos fluidos de per-
furação aquosos utilizados atualmente durante a perfuração de poços de petróleo. Os
objetivos do uso destes aditivos também variam bastante. A principal meta costuma
ser a obtenção de um fluido cujo desempenho seja similar ao de um fluido não aquoso
(fluido à base de óleo). Se este objetivo for alcançado com sucesso, terá sido de-
senvolvido um fluido que reúne as vantagens de um fluido não aquoso, mas que não
possui suas desvantagens. Este é um objetivo ambicioso que vem sendo perseguido
pela indústria petrolífera nos últimos tempos (PATEL et al., 2007).
O foco de estudo deste trabalho é a análise de aditivos que visam mitigar o pro-
cesso de inchamento de argilas, mais especificamente os inibidores catiônicos adi-
cionados aos fluidos aquosos com este propósito. Durante a perfuração da grande
maioria dos poços é normal atravessar litologias altamente reativas (folhelhos) que re-
querem o uso do tipo de aditivo supracitado. Evitar o inchamento de argilas (principais
constituintes dos folhelhos) significa contribuir com a preservação da estabilidade das
paredes do poço e com a mitigação da incorporação de sólidos perfurados ao fluido
de perfuração (VIDAL et al., 2007). Entretanto, deve ser ressaltado que o inchamento
não é o único responsável por estes fenômenos (OORT, 2003).
Os testes realizados ao longo deste trabalho visam à comparação do desempenho
de diferentes compostos inibidores em solução aquosa. A continuação da pesquisa
em trabalhos futuros deverá envolver ensaios em salmoura (com os sais cloreto de só-
dio e cloreto de potássio) e em fluidos de perfuração completamente formulados. Esta
variação de condições será importante, pois o desempenho dos inibidores é alterado
pela composição geral do fluido, principalmente pela presença dos sais mencionados,
que também possuem propriedades inibidoras. A importância da variação se estende,
pois o desempenho ótimo de um fluido de perfuração ocorre quando há o melhor efeito
de inibição sem que suas características reológicas e demais propriedades importan-
tes sejam degradadas.
2
1.1 Escopo do Problema
Os fluidos de perfuração possuem diversas funções durante a perfuração de um
poço. O cumprimento destas funções contribuirá diretamente com o sucesso ou in-
sucesso da operação de perfuração. É necessário um sistema de fluidos que possa
perfurar cada fase do poço de forma satisfatória e com o menor custo possível. Além
disto, ao perfurar o reservatório, é de suma importância que as reações danosas en-
tre o reservatório e o fluido sejam minimizadas. A busca por fluidos que atendam às
peculiaridades de cada projeto e que tenham menor custo faz com que os fluidos de
perfuração à base de água (FBA) sejam alvo de constante pesquisa e desenvolvimento
(ROSA et al., 2005).
Os fluidos de perfuração não aquosos (FNA) apresentam diversas vantagens em
relação aos FBA’s, dentre elas o fato de não reagirem com as argilas. Isto proporci-
ona grande estabilidade ao perfurar zonas de argilas reativas. Além desta vantagem,
existem outras que devem ser ressaltadas, tais como: lubricidade, estabilidade tér-
mica e sua característica de anti-acresção. Entretanto, há desvantagens que devem
ser levadas em consideração: elevado custo, limitações ambientais, descarte restrito,
problemas em relação à saúde e segurança, e efeitos danosos durante a perfuração
e completação de zonas produtoras. Estas desvantagens fazem com que a indústria
busque o desenvolvimento de fluidos de perfuração à base de água de alto desempe-
nho (FBAAD) que possuam apenas as vantagens dos FNA (PATEL et al., 2007).
No Brasil, mais especificamente, o avanço no desenvolvimento de fluidos deste
tipo é de extrema importância, já que desde 2003 começaram a ser projetados os pri-
meiros poços do pré-sal. Estes poços enfrentam adversidades que requerem o uso
de FNA, que evita a dissolução das zonas de sal (preservando o calibre do poço),
possui propriedades mais estáveis e tem menor potencial invasivo durante perfura-
ção de zonas abaixo do sal, onde há possibilidade de perda de fluido. Mas como
esclarecido anteriormente, este tipo de fluido apresenta problemas. As exigências de
tratamento devido às leis ambientais restringem a capacidade de processamento de
fluido e cascalhos na superfície. A consequência é que as taxas de penetração ficam
restritas. Como não pode ser fabricado a bordo, é necessário manter embarcações à
disposição para transportar novos volumes de fluido quando ocorrer perda significativa
de circulação. Tudo isto acaba unindo-se aos demais problemas tecnológicos e logís-
ticos envolvidos na perfuração do pré-sal. Por estes e outros motivos é importante
desenvolver FBAAD’s eficientes.
3
Uma das principais características a ser inserida nos FBAAD’s é a estabilidade
frente às argilas. Este é um dos pontos de partida para o desenvolvimento de fluidos
aquosos que possam solucionar os problemas relacionados acima e é o foco deste
trabalho.
Há mais de cinco décadas, vários compostos químicos vem sendo usados para
inibir as argilas sensíveis a água. No princípio, um dos métodos mais aplicados era
o uso de altas concentrações de sais como o cloreto de potássio (KCl). A inibição de
inchamento que estes sais proporcionavam podia ser explicada por uma variedade de
mecanismos. No entanto, sua utilização podia afetar de formas adversas os ecossiste-
mas químicos e biológicos. Portanto, começaram a ser desenvolvidos compostos que
deveriam ser usados em conjunto com estes sais (desta forma a quantidade de sais
utilizada diminuía). A utilização de diversos compostos em conjunto com o KCl trouxe
resultados mais satisfatórios que os obtidos quando se usava apenas KCl (PATEL et al.,
2007). Uma das classes de compostos usada é a dos inibidores catiônicos, base dos
compostos testados neste trabalho. Em resumo, o papel destes compostos (assim
como o da adição de KCl) é impedir que as moléculas de água do fluido de perfuração
penetrem as zonas interplanares das argilas, isto é, impedir que a água provoque o
inchamento das argilas.
1.2 Objetivos
Os objetivos deste trabalho são:
• Objetivo geral:
– O objetivo geral deste trabalho é a execução de ensaios de laboratório para
registrar o inchamento linear sofrido por corpos de prova de argila bentoní-
tica ativada submersos em soluções de inibidores catiônicos e, a partir dos
resultados, detectar quais dos compostos inibidores testados apresentam
melhor desempenho.
• Objetivos específicos:
– Checar a validade das estimativas de inchamento linear de argilas feitas por
meio de medidas de espessura do conjunto de ensaio, antes e após cada
ensaio no LSM 2000, que é o equipamento da Fann Instrument Company
4
usado nos experimentos de inchamento linear. O LSM é superior às me-
didas com paquímetro em praticamente todos os aspectos, mas esta ideia
que surgiu nos ensaios preliminares pode ser útil como uma alternativa de
baixo custo ou simplesmente como um segundo método de acompanha-
mento em conjunto com o LSM, fornecendo assim mais credibilidade aos
resultados obtidos.
– Desenvolver uma matriz de ensaios que permita atingir os objetivos deste
estudo e possibilite a realização de trabalhos futuros nela baseados, envol-
vendo fluidos de perfuração propriamente ditos.
– Aprimorar a metodologia de ensaio aplicada através da experiência e co-
nhecimento adquiridos ao longo do estudo, melhorando, assim, a qualidade
dos trabalhos futuros que venham a ser desenvolvidos no laboratório de
fluidos do LENEP.
1.3 Organização do Documento
O Capítulo 2, “Revisão Bibliográfica”, se inicia com a revisão de conhecimentos
básicos relacionados à indústria do petróleo, procurando fornecer uma visão global de
todo o sistema. Isto inclui tanto noções técnicas quanto tópicos importantes do ponto
de vista financeiro. Em seguida são apresentados conceitos básicos acerca dos flui-
dos de perfuração e também conhecimentos mais específicos, que são importantes
para um bom entendimento dos demais capítulos. São discutidos o papel e a impor-
tância dos fluidos dentro das atividades de perfuração e, por conseguinte, dentro da
indústria petrolífera como um todo. São abordados diversos tópicos relacionados aos
fluidos de perfuração: tipos de fluidos, vantagens e desvantagens de cada tipo, as
evoluções tecnológicas da área, suas funções, seu comportamento como fluidos, ou
seja, aspectos de sua reologia. Finalmente, por discutirem assuntos mais específicos
e de maior importância para este trabalho, as seções que envolvem o comportamento
das argilas recebem maior destaque.
No Capítulo 3, “Metodologia”, apresenta-se a metodologia científica utilizada no
desenvolvimento deste trabalho. Estão inclusas informações sobre instrumentos (ma-
teriais, equipamentos, softwares) utilizados, interpretação de dados e formas de aná-
lise. Em primeiro lugar, é apresentada a lista de aditivos que foram testados quanto ao
seu caráter inibidor ao longo dos ensaios de inchamento linear de amostras de argila
bentonítica ativada. Em seguida, são apresentados os principais equipamentos envol-
5
vidos na execução dos ensaios. Por fim, são relacionados os procedimentos básicos
dos ensaios realizados.
No Capítulo 4, “Desenvolvimento”, é apresentada a elaboração da matriz de en-
saios e discutida a validação e precisão dos dados fornecidos pelas diferentes cabeças
de medição do LSM através dos resultados de alguns ensaios em branco.
No Capítulo 5, “Resultados e Análises”, são apresentados os resultados dos en-
saios de inchamento linear realizados em triplicata no LSM com cada um dos doze
inibidores relacionados na Tabela 2 na página 63. Em seguida, os dados são analisa-
dos quantitativamente, demonstrando quais compostos proporcionaram os menores
índices de inchamento. Também está incluída uma comparação qualitativa que leva
em consideração o estado de dispersão da argila dentro do recipiente onde o conjunto
de ensaio fica submergido durante o teste. Para auxiliar a apresentação desta análise
foram tomadas fotografias de cada teste em seus minutos finais, de ângulos e distân-
cias diferentes. Por fim, avalia-se a utilidade e precisão das medidas de VRE (variação
relativa de espessura).
No Capítulo 6, “Conclusões”, são apresentadas as conclusões e sugestões para
trabalhos futuros.
O Apêndice A: “Curvas de Inchamento Linear Registradas no LSM 2000” reúne
todas as curvas de inchamento linear geradas a partir do software de gerenciamento
de ensaios do LSM 2000 ao longo deste trabalho.
6
2 Revisão Bibliográfica
Este capítulo inicia-se com a revisão de conhecimentos básicos relacionados à
indústria do petróleo, procurando fornecer uma visão global de todo o sistema. Isto
inclui, tanto noções técnicas, quanto tópicos importantes do ponto de vista financeiro.
Em seguida são apresentados conceitos básicos acerca dos fluidos de perfuração e
também conhecimentos mais específicos, que são importantes para um bom entendi-
mento dos demais capítulos. São discutidos o papel e a importância dos fluidos dentro
das atividades de perfuração e, por conseguinte, dentro da indústria petrolífera como
um todo. São abordados diversos tópicos relacionados aos fluidos de perfuração: ti-
pos de fluidos, vantagens e desvantagens de cada tipo, as evoluções tecnológicas da
área, suas funções, seu comportamento como fluidos, ou seja, aspectos de sua reo-
logia. Finalmente, por discutirem assuntos mais específicos e de maior importância
para este trabalho, as seções que envolvem o comportamento das argilas recebem
maior destaque.
2.1 Exploração e Produção de Petróleo
Nesta seção são apresentadas noções básicas acerca das atividades executadas
durante o processo de desenvolvimento de um campo de petróleo. Também são des-
tacados alguns fatos relevantes no que diz respeito à evolução tecnológica da indústria
de óleo e gás ao longo dos anos. O objetivo é proporcionar uma visão global da indús-
tria do petróleo que facilite a compreensão da importância dos fluidos de perfuração
para que se tenha sucesso na perfuração e consequentemente no desenvolvimento
de um campo. Aqueles que já possuem conhecimento básico acerca destes aspectos
gerais podem passar à seção seguinte.
7
2.1.1 Histórico
O início e a sustentação do processo de busca por petróleo com crescente afir-
mação do produto na sociedade moderna datam de 1859, quando foi iniciada a explo-
ração comercial nos Estados Unidos, logo após a célebre descoberta do Cel. Drake,
em Tittusville, Pensilvânia, com um poço de apenas 21 metros de profundidade perfu-
rado com um sistema de percussão movido a vapor. Descobriu-se que a destilação do
petróleo resultava em produtos que substituíam, com grande margem de lucro, o que-
rosene obtido a partir do carvão e o óleo de baleia, que eram originalmente utilizados
para iluminação. Estes fatos marcaram o início da era do petróleo. Posteriormente,
com a invenção dos motores a gasolina e a diesel, estes derivados até então despre-
zados adicionaram lucros expressivos à atividade. Assim, ao longo do tempo, o petró-
leo foi se impondo como fonte de energia. Hoje, com o advento da petroquímica, além
da grande diversidade de utilização dos seus derivados, centenas de novos compos-
tos são produzidos, muitos deles diariamente utilizados. Com isso, o petróleo, além de
servir de base à produção de combustível, passou a ser imprescindível às facilidades
e comodidades da vida moderna (BARRAGAN et al., 2001).
No fim do século XIX começou a ser desenvolvido o processo rotativo de perfu-
ração. Esta tecnologia foi se desenvolvendo e progressivamente substituindo a per-
furação pelo método de percussão (BARRAGAN et al., 2001). Também nesta época
começaram as incursões marítimas em busca de petróleo. A maioria dos historiado-
res que estudam a indústria identificam a pequena cidade de Summerland, Califórnia,
na costa oeste dos EUA, como sendo o local no qual ocorreram as primeiras tentati-
vas de produção de petróleo a partir de estruturas marítimas. Em 1887, o fundador
da cidade, H. L. Williams, ignorando a fase exploratória (já que o óleo escapava do
fundo do oceano e podia ser visto na superfície), construiu três píeres de madeira que
se estendiam por aproximadamente 416 metros oceano adentro, onde a profundidade
chegava a 35 pés (11,67 metros). Em seguida instalou estruturas de perfuração ao
longo dos píeres, perfurou os poços e começou a produzir. O mais prolífico poço atin-
giu uma produção de apenas 75 barris por dia. Os demais poços tiverem média menor
ainda, de apenas dois barris por dia. Entretanto, a ideia foi plantada e vários outros
empreendedores a copiaram ao longo da costa da Califórnia. Com o passar dos anos,
tentativas cada vez mais ousadas de explorar petróleo na água foram realizadas. A
tecnologia evoluiu e as técnicas atuais permitem a exploração em lâminas de água
antes inimagináveis (LEFFLER et al., 2003).
8
2.1.2 Descoberta e desenvolvimento de um campo
A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que
envolve um longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das
bacias sedimentares. Somente após exaustivo prognóstico do comportamento das
diversas camadas do subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração
de um poço, que é a etapa que mais investimentos exige em todo o processo de
prospecção (BARRAGAN et al., 2001).
Um programa de prospecção visa fundamentalmente a dois objetivos: (1) locali-
zar dentro de uma bacia sedimentar as situações geológicas que tenham condição
para acumulação de petróleo; e (2) verificar qual, dentre estas situações, possui mais
chance de conter petróleo. Não se pode prever, portanto, onde existe petróleo, mas
os locais mais favoráveis para sua ocorrência (BARRAGAN et al., 2001).
Mesmo que as condições geológicas para a presença de hidrocarbonetos sejam
promissoras, as condições fiscais e políticas do país em questão devem ser favorá-
veis para o sucesso comercial de empreendimentos de exploração. A distância para
potenciais mercados, existência de infraestrutura e a disponibilidade de mão de obra
capacitada são outros parâmetros que devem ser equacionados antes que um com-
promisso de longo prazo possa ser firmado (JAHN et al., 2000).
Tradicionalmente, investimentos em exploração são aplicados muitos anos antes
de haver qualquer oportunidade de produzir óleo (Figura 1). Em tais situações as
companhias devem ter ao menos um cenário em que as potenciais recompensas de
uma eventual produção justifiquem o investimento em exploração (JAHN et al., 2000).
9
Figura 1: Etapas e despesas de um típico programa de exploração. Adaptado de Jahn
et al. (2000).
Mesmo que um poço exploratório tenha encontrado hidrocarbonetos, considerá-
vel esforço ainda será requerido para avaliar com precisão o potencial da descoberta.
Tendo definido e adquirido informação suficiente para uma estimativa inicial de reser-
vas, a próxima etapa é analisar as várias opções de desenvolvimento do campo. Deve
ser realizado um estudo de viabilidade com o objetivo de documentar as diversas op-
ções técnicas disponíveis, uma das quais deve ser economicamente viável. O estudo
contará com opções de desenvolvimento da subsuperfície, projetos dos processos,
especificações de equipamentos, locações propostas (ex: plataformas marítimas) e
sistema de evacuação e transporte da produção. Os casos considerados devem ser
acompanhados de por uma estimativa de custos e por uma agenda de planejamento.
Tais documentos fornecem uma visão global de todos os requerimentos, oportunida-
des, riscos e restrições (JAHN et al., 2000).
Baseado nos resultados do estudo de viabilidade, e assumindo que, pelo menos,
uma opção é economicamente viável, um plano de desenvolvimento do campo pode
ser formulado e subsequentemente executado. O principal propósito deste plano é
servir como especificação do projeto conceitual para as instalações de subsuperfície
e superfície, e também como a filosofia de operação e manutenção requerida para
suportar uma proposta pelos investimentos necessários. O plano de desenvolvimento
do campo deve dar à gestão e aos acionistas a garantia de que todos os aspectos
do projeto foram identificados, considerados e discutidos entre as partes relevantes.
Caso o plano seja aprovado, serão postas em prática as atividades necessárias para
que se inicie a produção (JAHN et al., 2000).
10
A produção começa quando as primeiras quantidades comerciais de hidrocarbo-
netos saem pelos poços ("primeiro óleo"). Isto marca um ponto importante no fluxo
de caixa já que a partir deste momento é obtido o retorno financeiro que paga os in-
vestimentos e permite o desenvolvimento de novos projetos. Minimizar o tempo entre
o começo da exploração e o "primeiro óleo" é um dos mais importantes objetivos em
qualquer empreendimento deste ramo. A produção pode ser dividida em três fases:
(1) período de crescimento (build up), durante o qual novos poços são perfurados e
colocados em atividade ensejando a elevação constante da produção; (2) período de
manutenção (plateau), durante o qual a produção permanece constante, com alguns
poços novos ainda entrando em produção e os mais antigos começando a declinar;
(3) período de declínio, no qual não há mais novos poços produtores e todos os já
existentes estão em declínio de produção. Durante o período de declínio, quando os
rendimentos não cobrem mais os custos operacionais (e os royalties) ocorre o que
pode ser chamado de descomissionamento econômico. Do ponto de vista técnico a
produção poderia continuar, mas, neste caso, haveria apenas prejuízo financeiro (JAHN
et al., 2000).
2.1.3 Aspectos do planejamento da produção
A produção de petróleo envolve dois sistemas gerais distintos, mas intimamente
conectados: o reservatório, que é um meio poroso com características únicas de ar-
mazenamento e fluxo; e as estruturas artificiais, que incluem o poço, o fundo do poço,
a cabeça de poço e as instalações de superfície, para recolhimento, separação e ar-
mazenamento da produção. A engenharia de produção é a parte da engenharia de
petróleo cujo objetivo é maximizar a produção (ou injeção), com a melhor relação
custo-benefício possível. Tecnologias e métodos de aplicação apropriados da en-
genharia de produção estão relacionados de maneira direta e interdependente com
outras grandes áreas da engenharia de petróleo como avaliação de formações, perfu-
ração e engenharia de reservatórios. As conexões mais importantes são resumidas a
seguir (ECONOMIDES et al., 1994).
A avaliação de formações moderna permite uma descrição composta do reserva-
tório através do uso de sísmica tridimensional, correlações entre perfis de poços e
testes de poços. Essa descrição leva à identificação de unidades geológicas de fluxo,
cada qual com características específicas. A conexão das unidades de fluxo forma um
reservatório (ECONOMIDES et al., 1994).
A perfuração cria o poço, elemento importantíssimo do sistema, e com o advento
11
da tecnologia de perfuração direcional é possível imaginar muitas configurações con-
troladas de poço, incluindo longas seções horizontais ou completações horizontais
múltiplas, cada uma com uma unidade de fluxo individual como alvo (ECONOMIDES et
al., 1994).
A engenharia de reservatórios, no seu senso mais abrangente, se sobrepõe em
boa parte à engenharia de produção. A distinção é complicada tanto no contexto do
estudo (análise de um único poço contra a análise de vários) quanto no horizonte de
tempo (curto ou longo prazo). O desempenho de um único poço, que inegavelmente é
objetivo da engenharia de produção, pode servir como uma condição de contorno num
estudo de engenharia de reservatório de longo prazo de um campo inteiro. As desco-
bertas proporcionadas pelo estudo do reservatório definem e redefinem as previsões
de desempenho de poço e permitem que decisões mais apropriadas sejam tomadas
no âmbito da engenharia de produção (ECONOMIDES et al., 1994).
2.1.4 A perfuração
Operações de perfuração são realizadas durante todas as fases do desenvolvi-
mento de um campo e em todos os tipos de ambientes. Os objetivos principais são a
aquisição de informações e a garantia da produção. As despesas de perfuração re-
presentam uma grande parcela do total de capital despendido no projeto (tipicamente
de 20% a 40%) e, portanto, a compreensão das técnicas aplicadas, dos equipamentos
utilizados e dos custos da perfuração é de suma importância (JAHN et al., 2000).
A engenharia de perfuração tem como alvo a maximização da rentabilidade deste
alto nível de investimento. Para atingir este alvo é preciso empregar os mais apropria-
dos processos tecnológicos e de negócios, a fim de que se perfure poços de qualidade
pelo custo mínimo e sem comprometer os padrões de segurança ou ambientais. A
engenharia de perfuração bem sucedida requer a integração de muitas disciplinas e
habilidades (JAHN et al., 2000). A seguir é descrita uma sequência tradicional de per-
furação. As disciplinas e habilidades supracitadas são necessárias para que todas as
etapas descritas abaixo possam ser realizadas com sucesso, sem provocar danos às
instalações, aos trabalhadores ou ao meio ambiente.
A perfuração de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda (Figura
2). Na perfuração rotativa, as rochas são perfuradas pela ação da rotação e peso
aplicados a uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração, a qual
consiste basicamente de comandos (tubos de paredes espessas) e tubos de perfura-
12
ção (tubos de paredes finas). Os fragmentos da rocha são removidos continuamente
através de um fluido de perfuração ou lama. O fluido é injetado por bombas para o
interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e retorna à
superfície através do espaço anular formado entre as paredes do poço e a coluna. Ao
atingir determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada e uma coluna de
revestimento de aço, de diâmetro inferior ao da broca, é descida no poço. O anular
entre os tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com a finalidade
de isolar as rochas atravessadas, permitindo então o avanço da perfuração com segu-
rança. Após a operação de cimentação, a coluna de perfuração é novamente descida
no poço, tendo sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor que o do reves-
timento para o prosseguimento da perfuração. Do exposto, percebe-se que um poço
é perfurado em diversas fases, caracterizadas pelos diferentes diâmetros das brocas
utilizadas (BARRAGAN et al., 2001).
Figura 2: Sonda de perfuração rotativa. Adaptado de (JAHN et al., 2000).
A finalização bem sucedida de um poço de petróleo (passando pelas diversas
fases citadas) e o seu custo final dependem consideravelmente das propriedades do
fluido de perfuração. O custo do fluido propriamente dito é relativamente baixo, mas a
escolha do fluido correto e a manutenção de suas propriedades durante a perfuração
influenciam profundamente o custo total do poço (CAENN et al., 2011). Ao longo da
revisão dos conceitos que dizem respeito aos fluidos de perfuração são apresentadas
justificativas para o impacto que os mesmos causam no sucesso da perfuração. A
13
medida que o capítulo é lido, a destacada importância aqui atribuída ao fluido de
perfuração fica cada vez mais evidente.
2.2 Fluidos de Perfuração
Um fluido (ou lama) de perfuração é qualquer fluido usado em uma operação de
perfuração na qual ele é bombeado da superfície para o interior da coluna de perfura-
ção, sai pela broca e retorna à superfície através do espaço anular formado pelas pa-
redes do poço e a coluna (AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS, 2005). Tais
fluidos 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 de seus componentes
(BARRAGAN et al., 2001).
Como já foi dito anteriormente, o uso do fluido correto e a manutenção de suas pro-
priedades são extremamente importantes para o sucesso da perfuração. De acordo
com Rosa et al. (2005), se as propriedades do fluido estiverem incorretas, a segu-
rança e a economia da operação podem ser severamente comprometidas. O que se
requer é um sistema de fluidos bem adequado, que proporcione o menor custo global
ao final da perfuração das fases do poço. Além de não comprometer a perfuração, o
fluido deve preservar o reservatório quando o mesmo for perfurado, isto é, qualquer
reação danosa entre fluido e reservatório deve ser minimizada. Se isto não ocorrer
provavelmente haverá problemas no futuro, durante a fase de produção do poço.
As subseções a seguir apresentam os conceitos básicos acerca dos fluidos de
perfuração. Paulatinamente são apresentadas as características e propriedades dos
fluidos de perfuração, além da importância de cada uma delas. À medida que o conhe-
cimento necessário for apresentado, será possível abranger, nas seções posteriores,
detalhes dos tópicos de maior interesse para o restante deste trabalho.
2.2.1 Funções dos fluidos de perfuração
Muitas exigências são impostas ao fluido de perfuração. Historicamente, o pri-
meiro propósito do fluido de perfuração era servir como veículo para a remoção dos
cascalhos do fundo do poço, mas as diversificadas aplicações atuais dos fluidos de
perfuração fazem com que a atribuição de funções específicas seja difícil (CAENN et al.,
2011).
14
Segundo Caenn et al. (2011), na perfuração rotativa, as principais funções exerci-
das pelo fluido de perfuração são:
1. Carrear cascalho desde o fundo do poço até a superfície. Também deve permitir
a separação do cascalho na superfície.
2. Resfriar e limpar a broca.
3. Reduzir o atrito entre a coluna de perfuração e as paredes do poço.
4. Manter a estabilidade do poço nas zonas não revestidas.
5. Prevenir o influxo de fluidos (óleo, gás ou água) de rochas permeáveis penetra-
das.
6. Formar um reboco fino e de baixa permeabilidade que sele os poros e outras
aberturas nas formações penetradas pela broca.
7. Assistir na coleta e interpretação de informações disponíveis no cascalho, nos
testemunhos e nos perfis elétricos.
Ainda há algumas funções que, segundo a American Society of Mechanical Engineers
(2005), e Barragan et al. (2001), também devem ser destacadas:
1. Transmitir energia hidráulica para a broca e para as ferramentas instaladas na
coluna.
2. Permitir adequada avaliação de formações.
3. Minimizar danos ao reservatório.
4. Facilitar a cimentação.
5. Inibir a formação de hidratos de gás.
6. Manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso.
Em adição às funções supracitadas, segundo Caenn et al. (2011), existem alguns
requerimentos a que o fluido de perfuração deve satisfazer:
1. Não deve prejudicar o pessoal de perfuração e nem causar danos ao meio am-
biente.
2. Não deve requerer métodos de completação custosos ou incomuns.
15
3. Não deve interferir na produção normal da formação portadora de fluido.
4. Deve lubrificar a broca e a coluna para evitar corrosão ou desgaste excessivo do
equipamento de perfuração.
2.2.2 Sistema de circulação do fluido de perfuração
O fluido de perfuração desce pela coluna de perfuração e é expelido no fundo
do poço através dos jatos da broca. Neste instante, o fluido resfria e limpa a broca,
levando o cascalho de volta à superfície, através do espaço anular entre a coluna e as
paredes do poço (JAHN et al., 2000).
Na superfície começa a fase de tratamento. É possível acompanhar a descrição
desta fase com o auxílio da Figura 3. O fluido oriundo do poço passa por uma série
de peneiras vibratórias cujo objetivo é remover o cascalho do fluido. Depois, o fluido
segue para o desareiador e para o dessiltador, nos quais as partículas mais finas
que não foram retidas nas peneiras são removidas (partículas do tamanho da areia e
do silte, respectivamente). Estes equipamentos são normalmente compostos por um
conjunto de hidrociclones, que por sua vez são estruturas projetadas para acelerar o
processo de decantação de partículas (BARRAGAN et al., 2001).
Figura 3: Sistema de tratamento de lama (BARRAGAN et al., 2001).
Em seguida, o fluido passa pelo mud cleaner, um equipamento que se assemelha
ao dessiltador, mas que possui uma peneira que permite a recuperação de determina-
das partículas que podem ser novamente adicionadas ao fluido, minimizando algumas
despesas extras com aditivos. Algumas sondas utilizam ainda uma centrífuga, que
retira partículas ainda menores que não tenham sido descartadas pelos hidrociclones
dos equipamentos anteriores. Por fim, o fluido é submetido ao desgaseificador, que
elimina o gás contido no fluido já que sua recirculação no poço é perigosa (BARRAGAN
16
et al., 2001).
A fase de tratamento é vital para que as características e propriedades do fluido
sejam mantidas. Isto porque os tipos e quantidades de sólidos (componentes insolú-
veis) presentes no fluido de perfuração desempenham papéis importantes no que diz
respeito à densidade, viscosidade, qualidade de reboco, controle de filtrado e outras
propriedades químicas e mecânicas do mesmo. Em razão disto, os tipos de sólidos
presentes e suas concentrações influenciam os custos do fluido e do poço, além de
fatores como: taxa de penetração, taxa de diluição, comportamento hidráulico, tor-
que, arrasto, prisão de coluna, estabilidade do poço, enceramento da broca e perda
de circulação. A manutenção de boas condições de operação pode ser atingida com
o uso de simples diluição (adição de novo fluido de perfuração no sistema para di-
minuir a concentração de fluidos), mas utilizar apenas esta técnica é uma alternativa
custosa, sendo mais adequado investir em sistemas de tratamento de sólidos de boa
qualidade. A chave para atingir um eficiente controle de sólidos no fluido de perfura-
ção é aplicar a combinação correta de equipamentos para cada situação particular,
posicionar os equipamentos apropriadamente e assegurar que operem corretamente
(AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS, 2005).
Após a limpeza, o fluido de perfuração é levado aos tanques de lama, grandes uni-
dades de armazenamento. As bombas impulsionam o fluido por um tubo (stand pipe)
até a mangueira que faz a conexão com a cabeça de injeção (ou swivel - Figura 4), por
onde o fluido é injetado no interior da coluna. A cabeça de injeção é o equipamento
que separa os elementos rotativos daqueles estacionários na sonda de perfuração (a
parte superior não gira, mas a inferior permite a rotação). Eventualmente o fluido é
expelido para fora da coluna nos jatos das brocas, reiniciando o ciclo aqui descrito
(JAHN et al., 2000).
17
Figura 4: Swivel (BARRAGAN et al., 2001).
2.2.3 Classificação dos fluidos de perfuração
A classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composição.
Apesar das divergências a respeito, o principal critério de classificação baseia-se 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 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 (BARRAGAN et al., 2001).
Caenn et al. (2011) fornecem uma breve descrição de cada um dos tipos:
• Fluidos à base de água: Partículas sólidas suspensas em água ou salmoura.
Óleo pode estar emulsificado na água, caso no qual a água é denominada fase
contínua (ou dispersante).
• Fluidos à base de óleo: Partículas sólidas suspensas em óleo. Água ou sal-
moura é emulsificada no óleo, isto é, o óleo é a fase contínua.
• Gás: O cascalho da perfuração é removido por um fluxo de alta velocidade de ar
ou gás natural. Agentes espumantes são adicionados para remover pequenos
influxos de água.
A seguir são apresentadas descrições mais detalhadas de cada um desses tipos de
fluido, incluindo vantagens e desvantagens do seu uso.
18
2.2.3.1 Fluidos à base de água
Segundo Chilingarian e Vorabutr (1981), fluidos à base de água consistem basi-
camente de quatro fases: (1) água, (2) materiais coloidais ativos, (3) sólidos inertes,
(4) produtos químicos. As diferentes proporções possíveis entre cada fase e as inte-
rações entre elas levam à diversidade e variedade de propriedades dos fluidos à base
de água. Desta forma, a composição é fator chave no controle das propriedades deste
tipo de fluido.
De acordo com Barragan et al. (2001), a principal função da água é prover o meio
de dispersão para os materiais coloidais. Estes, por sua vez, consistem principalmente
de argilas e polímeros, sendo seu objetivo controlar a viscosidade, o limite de escoa-
mento, as forças géis e o volume de filtrado, mantendo-os em valores adequados para
conferir ao fluido uma boa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade de
estabilização das paredes do poço. 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 fluidos à base de água apresentam algumas vantagens em relação aos fluidos
à base de óleo. As principais são: menor custo, são menos prejudiciais ao meio ambi-
ente, seu descarte é mais barato e menos complexo, oferecem menos risco à saúde
do pessoal envolvido nas operações e causam menos efeitos prejudiciais durante a
perfuração e completação da zona produtora. Entretanto, há também desvantagens,
como a elevada interação com as argilas dos folhelhos atravessados durante a perfu-
ração, o que pode provocar sérios problemas na operação. Atualmente, o que a in-
dústria busca é o desenvolvimento de fluidos à base de água que se comportem como
fluidos à base de óleo no que diz respeito aos aspectos vantajosos dos mesmos, mas
mantendo as vantagens originais do fluido aquoso convencional. Para atingir este ob-
jetivo é necessário adicionar diversos aditivos químicos, que fazem parte da fase de
produtos químicos citada anteriormente (PATEL et al., 2007).
Dentre os aditivos mais importantes estão os inibidores de inchamento de argilas,
foco deste trabalho. O estudo destes compostos é de suma importância. Segundo
Oort (2003), a importância do seu estudo é facilmente justificável já que o problema de
instabilidade de poço em zonas com folhelhos está presente na perfuração de poços
desde o início. Este é, inclusive, o problema técnico mais significativo da perfuração e
representa uma das maiores fontes de perda de tempo e problemas com custos.
19
2.2.3.2 Fluidos à base de óleo
Embora a primeira patente sobre fluidos à base de óleo tenha sido publicada em
1923, o primeiro uso em uma perfuração teria ocorrido somente sete anos mais tarde
(BAROID PETROLEUM SERVICES, 1965). Antes disso, segundo Caenn et al. (2011), este
tipo de fluido surgiu em atividades de completação de poços, mas não se conhece a
data da primeira aplicação com este propósito.
De acordo com Barragan et al. (2001), o fluido à base de óleo possui fase contínua
ou dispersante constituída por uma fase óleo, geralmente composta de hidrocarbone-
tos líquidos. Segundo Chilingarian e Vorabutr (1981), estes fluidos podem conter água
na forma de gotas pequenas, homogêneas e bem distribuídas. Esta fase de água é
normalmente chamada de fase interna ou descontínua. A Figura 5 apresenta um es-
quema simples desta distribuição de gotas de água no óleo. Esta dispersão de água
em óleo recebe o nome de emulsão água-óleo.
Figura 5: Diagrama esquemático de emulsão água-óleo (CHILINGARIAN; VORABUTR,
1981).
Caenn et al. (2011) afirmam que os fluidos à base de óleos comerciais não só
podem, mas sempre contêm alguma quantidade de água. A água neles presente
pode ser formada naturalmente no próprio fluido pela neutralização de ácidos orgâni-
cos ou por adição inadvertida durante o uso nas operações. Este conteúdo de água
geralmente não ultrapassa os 5% e fica emulsionado no óleo. Se o conteúdo de
água cresce demasiadamente o fluido começa a "engrossar" e perde as propriedades
apropriadas para o seu uso. Para sanar este problema de contaminação por água
começou-se a busca por emulsificantes mais eficientes. Com a evolução da tecnolo-
20
gia desses compostos, a água passou a ser utilizada como um agente benéfico, útil,
ao invés de contaminante. Já existia um termo "fluido de emulsão de óleo", que era
aplicado para fazer referências a emulsões de óleo em água e, portanto, as emulsões
de água em óleo passaram a ser chamadas de emulsões inversas ou invertidas. As
emulsões inversas contêm mais de 10% em água na fase líquida (os percentuais de
água podem atingir valores tão elevados quanto 60%).
A motivação para o desenvolvimento dos fluidos à base de óleo veio da neces-
sidade de superar algumas características indesejáveis dos fluidos à base de água.
Tais deficiências advêm das propriedades da própria água: especificamente, sua ha-
bilidade de dissolver sais, de interferir no fluxo de óleo e gás através das rochas po-
rosas, de promover a desintegração e dispersão de argilas e de causar corrosão no
aço. Além de proporcionar meios de evitar todos estes problemas, fluidos à base de
óleo ainda proporcionam algumas outras vantagens: melhores qualidades lubrifican-
tes, pontos de ebulição mais elevados e pontos de fusão mais baixos. Entretanto, seu
custo de preparação é mais elevado que o dos fluidos à base de água e, portanto, o
seu uso só é justificado pelo desempenho superior em condições particulares (CAENN
et al., 2011).
Apesar de seu desempenho técnico superior em certos casos, outros fatores, prin-
cipalmente de cunho ambiental, começaram a fazer parte do contexto do uso dos flui-
dos à base de óleo. Com o advento das novas regras e regulações ambientais trazidas
pelo Clean Water Act, em 1972, nos EUA, o uso de fluidos de perfuração não aquosos
(como os fluidos à base de óleo) na perfuração offshore passou a ser estritamente
regulado. Foi mostrado que o conteúdo químico aromático presente no diesel e nos
óleos minerais é tóxico para alguns organismos marinhos e também perigoso para os
trabalhadores da indústria petrolífera. O problema mais sério se dá no descarte de
cascalho proveniente da perfuração. O cascalho gerado durante a perfuração com
fluidos à base de óleo sempre fica revestido de óleo e por isso seu descarte se tornou
inaceitável (CAENN et al., 2011).
Mais recentemente, em 2001, a Agência de Proteção Ambiental dos EUA (Uni-
ted States Environmental Protection Agency - EPA) incorporou diretrizes de limitação
de efluentes nas permissões necessárias para desenvolver atividades de perfuração
offshore. Dentre várias restrições, destacam-se as que determinam que não possa
haver descarte de fluidos não aquosos na água e que para despejar o cascalho prove-
niente da perfuração, este deve possuir no máximo 8% de óleo em sua composição.
Além disso, o uso de diesel e óleos minerais passou a ser banido (CAENN et al., 2011).
21
A resposta da indústria veio através do desenvolvimento de "óleos sintéticos" como
base de novos fluidos de perfuração não aquosos, chamados de fluidos de base sinté-
tica. Diesel e óleos minerais ainda podem ser usados na perfuração onshore se forem
descartados de maneira apropriada. Já na perfuração offshore, o único meio de usar
estes óleos como base do fluido é transportar todo o fluido e cascalho para terra firme
e então descartá-los apropriadamente (CAENN et al., 2011).
Em menos de 50 anos, a tecnologia de fluidos de perfuração à base de óleo avan-
çou desde o estágio inicial, quando se usava apenas óleo bruto como meio de apri-
morar a produtividade, até a aplicação de fluidos de composições multifuncionais que
tomaram parte em numerosos recordes de perfuração. Foram feitas aplicações sob
condições de temperaturas extremas e elevadas pressões. Também foram utilizados
como solução na perfuração de zonas com presença de folhelhos sensíveis, gases
corrosivos e sais solúveis em água. Os problemas que o seu uso apresentou no iní-
cio - prisão de coluna, torque e arraste excessivos, e retenção de gás no fluido de
perfuração - foram minimizados. Entretanto, o elevado custo inicial, as precauções
extremas normalmente requeridas para evitar a poluição durante o uso e o descarte,
e as objeções das próprias equipes de perfuração, são todos fatores a serem conside-
rados ante a decisão de se aplicar fluidos à base de óleo em uma operação específica
(CAENN et al., 2011).
Apesar de apresentarem muitas vantagens, também há vários problemas envol-
vidos no uso de fluidos à base de óleo e, portanto, como já foi dito, a busca pelo
desenvolvimento de fluidos aquosos de desempenho similar aos fluidos à base de
óleo é uma constante na indústria, principalmente na perfuração offshore.
2.2.3.3 Fluidos à base de gás
Perfuração a ar ou gás é um termo genérico aplicado quando o ar ou o gás, como
todo ou parte, é usado como fluido circulante na perfuração rotativa (BARRAGAN et al.,
2001). Segundo Caenn et al. (2011), estes fluidos incluem aqueles nos quais o ar ou
outro gás é a fase contínua e aqueles nos quais o gás é a fase descontínua ou interna.
Algumas situações recomendam o uso destes fluidos de baixa densidade, tais
como em zonas com perda de circulação severa e formações produtoras com pres-
sões muito baixas ou grande susceptibilidade a danos. Tais fluidos também são usa-
dos para perfurar formações rochosas muito duras (como o basalto e o diabásio), zo-
nas com escassez de água e regiões glaciais com camadas de gelo muito espessas
22
(BARRAGAN et al., 2001).
A perfuração com ar puro (ou seco) utiliza apenas ar comprimido ou nitrogênio
como fluido, tendo aplicação limitada a formações que não produzam elevadas quan-
tidades de água e nem contenham hidrocarbonetos. Esta técnica pode ser aplicada
em formações duras, estáveis ou fissuradas, onde o objetivo é aumentar a taxa de
penetração (BARRAGAN et al., 2001). Segundo Caenn et al. (2011), quando formações
contendo água são perfuradas com ar puro (ou algum outro gás) o cascalho úmido
tende a se aglutinar muito e não pode ser carreado pelo fluxo de ar. Dessa maneira o
cascalho se acumula até preencher o anular, formando um anel que faz cessar o fluxo
de ar e prende a coluna.
A perfuração com névoa, uma mistura de água dispersa no ar, é empregada
quando são encontradas formações que produzem água em quantidade suficiente
para comprometer a perfuração com ar puro, conforme explicado no parágrafo ante-
rior (BARRAGAN et al., 2001).
A espuma é uma dispersão de gás em líquido, na qual a fase contínua é consti-
tuída por um filme delgado de uma fase líquida, estabilizada através de um tensoativo
específico, denominado espumante. O emprego da espuma como fluido circulante é
justificado quando se necessita de uma eficiência elevada de carreamento dos sólidos,
uma vez que ela apresenta alta viscosidade em relação ao fluido de ar puro (BARRA-
GAN et al., 2001). Além de o carreamento ser mais eficiente, pode ser executado em
menores velocidades quando comparado ao uso de ar puro (RANDALL et al., 1958).
Portanto, são requeridos menores volumes de fluido durante a perfuração (BAROID PE-
TROLEUM SERVICES, 1998). Além do trabalho de limpeza do poço, a espuma deposita
um fino reboco nas suas paredes, contribuindo também para aprimorar a estabilidade
do mesmo. Caso seja necessário aumentar a tolerância à quantidade de água ou dei-
xar a espuma mais densa, podem ser adicionados polímeros e/ou bentonita ao fluido
(BAROID PETROLEUM SERVICES, 1998).
Além das anteriores, ainda existe a técnica de injeção de fluidos aerados. Ela con-
siste em injetar ar, nitrogênio ou gás natural no fluxo contínuo do fluido de perfuração,
diminuindo a densidade do sistema (BARRAGAN et al., 2001). Esta baixa densidade faz
com que a pressão hidrostática exercida pelo fluido seja menor. Como consequência
disto, os fluidos aerados reduzem a perda de circulação em áreas onde o gradiente de
fratura é muito baixo. Ao mesmo tempo, este sistema de fluido minimiza a hidratação
de folhelhos e a corrosão. Sistemas aerados podem trabalhar de forma efetiva em
baixas densidades, chegando à faixa entre quatro e seis libras por galão. Devido à
23
baixa pressão hidrostática, ainda é possível atingir maiores taxas de penetração do
que quando se usa fluidos de perfuração convencionais (BAROID PETROLEUM SERVI-
CES, 1998).
2.2.4 Propriedades dos fluidos de perfuração
A seguir são apresentadas as principais propriedades dos fluidos de perfuração.
2.2.4.1 Massa específica
É definida como massa por unidade de volume. É normalmente expressa em li-
bras por galão (lb/gal), libras por pé cúbico (lb/ft3) ou quilogramas por metro cúbico
(kg/m3). Também pode ser comparada à massa de um mesmo volume de água como
densidade. A pressão exercida por uma coluna estática de fluido estática depende
da densidade do fluido e da profundidade da coluna e por essa razão é conveniente
expressar a massa específica em termos de medidas de queda de pressão por distân-
cia tais como libra por polegada quadrada por pé (psi/ft) ou quilograma por centímetro
quadrado por metro ((kg/cm2)/m). A Tabela 1 mostra as massas específicas de alguns
componentes dos fluidos de perfuração (CAENN et al., 2011). De acordo com Chilin-
garian e Vorabutr (1981), a massa específica dos fluidos de perfuração pode variar
desde a do ar até 20 lb/gal, em alguns fluidos à base de água.
Tabela 1: Massa específica de componentes comuns nos fluidos de perfuração. Adap-
tado de Caenn et al. (2011).
Para cumprir os objetivos de prevenir o influxo de fluidos das formações atraves-
sadas para o interior do poço e formar um reboco fino e de baixa permeabilidade nas
paredes dele, a pressão da coluna de fluido de perfuração deve exceder a pressão
de poro (pressão exercida pelos fluidos alocados nos poros das formações) por uma
margem de pelo menos 200 psi (14 kg/cm2). A pressão de poros depende da pro-
fundidade da formação rochosa em questão, da densidade dos fluidos nela contidos
24
e das condições geológicas da mesma. Dois tipos comuns de influências geológicas
caracterizam o comportamento da pressão de poro: (1) formações normalmente pres-
surizadas: nesse caso, a formação dispõe de uma estrutura de partículas sólidas auto
sustentável, o que faz com que a pressão de poro dependa apenas do peso do fluido
contido nos poros acima do ponto no qual se deseja saber a pressão; (2) formações
anormalmente pressurizadas: não houve compactação total e por isso a estrutura
resultante não é capaz de suportar o peso dos próprios sedimentos que a formam,
fazendo, assim, com que parte da carga dos sedimentos sobrejacentes, ou toda ela,
seja suportada pelos fluidos (lembre que o fluido já suporta a carga exercida pelo pró-
prio fluido sobrejacente). O gradiente de pressão hidrostática dos fluidos presentes
nas formações costuma estar entre 0,43 psi/ft e 0,52 psi/ft, dependendo da salinidade
da água (CAENN et al., 2011).
Segundo Chilingarian e Vorabutr (1981), o controle da densidade do fluido de per-
furação é um fator crítico, pois um fluido desnecessariamente denso pode causar o
colapso das formações, resultando em menores taxas de penetração e na perda de
circulação, ou até mesmo na perda do poço.
Caenn et al. (2011) destacam que o problema de manter a densidade elevada o
suficiente para controlar os fluidos da formação, mas não tão alta a ponto de fraturá-la,
se torna muito mais sério quando formações normalmente pressurizadas e formações
anormalmente pressurizadas ficam expostas ao mesmo tempo em uma única fase
da perfuração do poço. Quando isto ocorre, é normalmente necessário assentar um
revestimento no poço e iniciar uma nova fase da perfuração.
O adensante mais frequentemente incorporado aos fluidos de perfuração é a ba-
rita, que possui densidade igual a 4,1, bem maior que a média dos sólidos gerados
na perfuração, que é igual a 2,6. A adição de barita permite, portanto, obter maiores
densidades de fluido com adição de menor volume de material sólido (CAENN et al.,
2011).
2.2.4.2 Lubricidade
Uma das funções dos fluidos de perfuração é lubrificar a coluna de perfuração. A
lubrificação é especialmente importante em poços direcionais e fator determinante na
mitigação de problemas com prisão de coluna (CAENN et al., 2011). As propriedades
lubrificantes são de extrema importância em trechos de ganho de ângulo e horizontais,
razão pela qual são importantes em poços direcionais (ALBUQUERQUE, 2006). Outros
25
benefícios do uso adequado de lubrificantes nos fluidos de perfuração são: aumento
da vida útil da broca, aumento da taxa de penetração, redução do torque, aumento da
estabilidade do poço e auxílio no controle da temperatura (GOMES; OLIVEIRA, 2005).
Há ainda outras vantagens, como as proporcionadas durante o tratamento do
fluido após o retorno pelo anular. A maioria dos lubrificantes usados no fluido de
perfuração tendem a se adsorver em praticamente qualquer superfície, inclusive a su-
perfície exposta dos equipamentos de controle de sólidos. Um fino filme lubrificante
nestes equipamentos pode contribuir para prevenção de corrosão e mitigar a adesão
de sólidos pegajosos no equipamento (AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS,
2005).
2.2.4.3 Corrosividade
A corrosão tem sido a principal causa das falhas observadas em tubos de perfura-
ção. A corrosão na superfície de um tubo de perfuração pode ser monitorada através
do uso de anéis de aço no tubo. A massa desses anéis é aferida após um tempo pré-
determinado de contato entre o fluido de perfuração e o tubo. A variação de massa
(perda de massa neste caso) funcionará como um indicador do nível de corrosão que o
fluido testado causa. Entretanto, este dado quantitativo não é suficiente. A observação
do tipo de corrosão que está ocorrendo também é de suma importância. Por exemplo,
a formação de pites de corrosão (corrosão profunda e localizada) não gera perdas de
massa elevadas quando comparada a uma corrosão mais generalizada na superfície
do tubo, mas os pites são responsáveis por muito mais problemas com falhas em tu-
bos que a corrosão generalizada. O fluido de perfuração deve ser formulado de tal
forma que não provoque níveis de corrosão que possam gerar risco de falha nos tu-
bos de perfuração, mas também é preciso ter cautela quando da adição de compostos
anticorrosivos no fluido, pois estes compostos podem alterar significativamente outras
propriedades importantes do mesmo, tornando-o menos ou nada eficiente (CAENN et
al., 2011).
Mesmo havendo cautela na formulação do fluido, é provável a ocorrência da conta-
minação do mesmo por compostos que incrementem seu potencial corrosivo ao longo
da perfuração. Os principais agentes corrosivos que contaminam o fluido dessa forma
são o O2, o CO2 (dióxido de carbono) e o H2S (sulfeto de hidrogênio). O oxigênio
dissolvido forma ferrugem e pites na superfície do aço. A melhor maneira de controlá-
lo é evitar a incorporação de ar no fluido. Já o CO2e o H2S formam ácidos em fluidos
de perfuração aquosos. O sulfeto de hidrogênio, em particular, é motivo para grande
26
preocupação devido à sua elevada toxicidade e a sua propensão a causar trincamento
sob tensão induzido por hidrogênio, o que pode levar a falha de elementos tubulares e
equipamentos de controle de sólidos (AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS,
2005).
2.2.4.4 Potencial hidrogeniônico
A acidez ou alcalinidade relativa de um líquido é convenientemente expressa atra-
vés do pH, que é definido como o logaritmo negativo (na base 10) da concentração do
íon hidrogênio no líquido. As unidades de pH decrescem com o aumento da ordem de
grandeza da acidez, isto é, se a acidez aumenta dez vezes, o valor do pH decresce
uma unidade. Quando o pH é igual a sete, a concentração do íon hidrogênio é igual a
do íon hidroxila e o líquido está em condição neutra (CAENN et al., 2011).
O controle do desempenho ótimo de alguns sistemas de fluido de perfuração é
feito através do pH, assim como a detecção e tratamento de certos contaminantes.
Por exemplo, um fluido preparado com água doce e bentonita costuma ter pH entre
oito e nove, mas se for contaminado por cimento, seu pH aumentará, podendo chegar
a onze. O tratamento de descontaminação é feito e, checando se o pH retornou aos
valores iniciais, pode-se obter um indicativo do sucesso do tratamento. O acompa-
nhamento do pH também é muito importante para outros fins, como, por exemplo, o
controle sobre a corrosão causada pelo fluido (CAENN et al., 2011).
2.2.4.5 Alcalinidade
O pH determina apenas uma alcalinidade ou acidez relativa à concentração de
íons hidrogênio, empregando métodos comparativos. A determinação das alcalini-
dades, por métodos diretos de titulação volumétrica de neutralização, considera as
espécies carbonatos e bicarbonatos dissolvidos no fluido, além dos íons hidroxilas
dissolvidos e não dissolvidos. Dessa maneira é possível obter três alcalinidades nos
testes de rotina: alcalinidade parcial do filtrado, alcalinidade total do filtrado e a alcali-
nidade do fluido como um todo (BARRAGAN et al., 2001).
2.2.4.6 Condutividade elétrica
A resistividade de fluidos de perfuração à base de água é controlada, sempre que
preciso, para permitir uma avaliação mais precisa das características das formações
27
através do uso de perfis elétricos. A adição de sais é usada para diminuir a resistivi-
dade, e a diluição com água doce é o meio aplicado para aumentá-la. A determinação
da resistividade é normalmente feita a partir da medição da resistência de uma amos-
tra de configuração conhecida à passagem de corrente elétrica (CAENN et al., 2011).
A resistência é uma propriedade de um dispositivo (de uma configuração de um ma-
terial) e a resistividade é uma propriedade do próprio material, isto é, não varia caso
sua configuração seja alterada (HALLIDAY et al., 2007). Portanto, após a medição da
resistência, é necessário transformá-la em resistividade.
2.2.4.7 Salinidade
O teste de salinidade de um fluido é também uma análise volumétrica de precipita-
ção feita por titulação de íons cloretos. Esta salinidade é expressa em mg/l de cloretos,
mg/l de NaCL (cloreto de sódio) equivalente ou ppm de NaCl equivalente (BARRAGAN
et al., 2001).
Nas determinações de campo, os resultados de salinidade são usados, principal-
mente, 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 perfura-
ção de uma rocha ou domo salino (BARRAGAN et al., 2001).
2.2.4.8 Propriedades 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
(BARRAGAN et al., 2001). De acordo com Caenn et al. (2011), se não houver formação
de reboco, o fluido invadirá continuamente as formações permeáveis, pois a pressão
do mesmo é maior que a pressão de poros das formações.
Ainda segundo Caenn et al. (2011), para que o reboco seja formado é essen-
cial que o fluido de perfuração contenha partículas de tamanho ligeiramente inferior
ao tamanho dos poros das formações. Estas partículas são as primeiras a ficar reti-
das na superfície da rocha exposta no poço. A seguir, partículas cada vez menores
vão se acumulando até que, após alguns segundos, apenas líquido pode penetrar na
formação. Este líquido que penetra a formação é denominado filtrado do fluido de
perfuração.
A eficiência do reboco está intimamente ligada à sua permeabilidade. Quanto me-
28
nor a permeabilidade for, menor será a espessura do reboco e menor será o volume de
filtrado que invade a formação. Um reboco excessivamente espesso restringe a passa-
gem de ferramentas no poço e atrapalha a descida do revestimento. Além disso, ainda
permite a passagem de grandes volumes de filtrado, o que pode causar problemas de
desmoronamento no poço (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). Segundo Caenn et al.
(2011), a natureza das rochas perfuradas também é fator chave no comportamento do
reboco. Por exemplo: formações estáveis, de baixa permeabilidade, como o folhelho
litificado e os carbonatos e arenitos densos, normalmente podem ser perfuradas com
pouco ou nenhum controle das propriedades de filtração. Entretanto, em formações
mais permeáveis, tais propriedades devem ser controladas para prevenir a formação
de reboco excessivamente espesso (CAENN et al., 2011). Além dos problemas cita-
dos anteriormente, ainda há outro grande prejuízo que um reboco mal formado pode
causar. Rebocos espessos podem provocar a prisão da coluna de perfuração através
de um mecanismo conhecido como prisão diferencial (differential sticking) (HELMICK;
LONGLEY, 1957). Este fenômeno ocorre quando a coluna se apoia na parede do poço
e erode parte do reboco. Quando a coluna para de girar, a parte em contato com o
reboco erodido fica isolada da pressão hidrostática da coluna de fluido de perfuração
e sujeita apenas à pressão de poros do reboco. Este diferencial de pressão criado
pode ser grande o suficiente para impedir o movimento da coluna, causando assim a
prisão da mesma. Caenn et al. (2011) afirmam que, em alguns casos, a passagem
de óleo na região afetada pode resolver o problema e liberar a coluna, mas se esse
procedimento não funcionar, será necessário um dispendioso serviço de pescaria ou
uma operação de sidetrack1.
Além dos problemas relacionados ao processo de perfuração em si, também de-
vem ser destacados os problemas que a falta de controle do filtrado pode causar na
produção. A produtividade das futuras formações produtoras pode ser prejudicada
durante a perfuração se não houver a devida cautela. Isto pode ocorrer por diversas
razões relacionadas ao filtrado. Primeiro, argilas presentes no reservatório podem
inchar ao entrar em contato com o filtrado, diminuindo assim a permeabilidade do re-
servatório. O transporte destas partículas de argila pode levá-las até gargantas de
poros estreitas, onde elas se alojam e bloqueiam a passagem, diminuindo mais ainda
a permeabilidade. Segundo, a pressão de alguns reservatórios não é suficiente para
expelir todo o filtrado quando a produção é iniciada, fazendo com que menos espaço
1sidetrack: operação na qual se perfura um segundo poço a partir do original. É como uma subdi-visão/desvio do poço original, seguindo uma trajetória diferente com objetivo de explorar alguma feiçãogeológica próxima ou desviar de uma zona do poço original que ficou inutilizada devido à obstrução oucolapso do mesmo.
29
para o fluxo de óleo e gás esteja disponível (fenômeno conhecido como waterblock ).
Terceiro, partículas finas do fluido de perfuração podem penetrar durante a fase inicial
de filtração (quando o reboco ainda não foi completamente formado) e bloquear ca-
nais de fluxo na rocha. Quarto, pode haver incompatibilidade química entre a água do
fluido de perfuração e a água intersticial presente na rocha reservatório, ou seja, pode
ocorrer precipitação indesejada de sais, prejudicando dessa forma a permeabilidade
do reservatório (CAENN et al., 2011).
Estes são apenas alguns dos problemas que a falta de controle do filtrado pode
provocar. Isto mostra a importância de um estudo apropriado de todas as variáveis
envolvidas (fluido, reboco, filtrado, coluna, poço, rocha). Assim será possível prever
que problemas irão ocorrer e então decidir como proceder para evitá-los ou minimizá-
los.
2.2.4.9 Parâmetros reológicos
O termo reologia é derivado das palavras gregas rheo, que significa fluxo, e logi,
que significa ciência. Reologia pode ser definida como a ciência que estuda a deforma-
ção e o fluxo de sólidos, líquidos e gases (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). Portanto,
o comportamento do fluxo de um fluido é definido pelos seus parâmetros reológicos
(BARRAGAN et al., 2001). Segundo Chilingarian e Vorabutr (1981), as principais aplica-
ções do estudo das propriedades reológicas dos fluidos de perfuração envolvem: (1)
limpeza e erosão do poço, (2) carreamento de cascalho, (3) cálculos hidráulicos e (4)
tratamento do fluido de perfuração.
Neste momento vale ressaltar a enorme importância do estudo da reologia dos
fluidos. Este conhecimento é fator determinante para o sucesso de um projeto de
perfuração e completação. Dada a importância do seu estudo, decidiu-se dedicar uma
seção à reologia dos fluidos de perfuração.
2.2.5 Histórico dos fluidos à base de água
Se o fluido de perfuração pode ser definido como um material empregado para
auxiliar as ferramentas utilizadas na abertura de um poço, então também se pode afir-
mar que seu uso é muito anterior à indústria do petróleo. A água, principal constituinte
da maioria dos fluidos atuais, foi o primeiro fluido de perfuração usado.
No Egito antigo, eram perfurados poços de até 20 pés de profundidade através
30
do uso de brocas rotativas manualmente operadas. Para auxiliar estes equipamentos,
ou seja, para remover o cascalho, a água já era utilizada nesta época (BRANTLEY,
1971). De acordo com Confucius (600 A.C.), poços eram perfurados na China (Figura
2.6) desde a primeira parte da dinastia Chou (1122-250 A.C.). Eles eram perfurados
ao longo da fronteira com o Tibete com objetivo de encontrar salmoura, gás e água
(BRANTLEY, 1971).
Figura 6: Antiga sonda de perfuração chinesa (CAENN et al., 2011).
O próximo passo foi aplicar os fluidos de perfuração como agentes estabilizadores
em poços com formações frágeis. Durante a década de 1890, muitos poços começa-
ram a ser perfurados através do método rotativo nos Estados da Louisiana e do Texas,
nos EUA, sempre tendo em mente a estabilidade dos poços. Para aprimorar esta fun-
ção de estabilização já eram adicionadas algumas argilas aos fluidos de perfuração
(CAENN et al., 2011). O conceito de controle de pressão através da coluna hidrostática
dos fluidos de perfuração começou a surgir em seguida, no início do século 20. O peso
do fluido é extremamente importante, mas muitos ainda tinham a ideia errada de que
apenas checar a consistência do fluido era suficiente para assegurar o desempenho
desejado (STROUD, 1922). Stroud realizou testes laboratoriais para avaliar a capaci-
dade adensante de alguns compostos. Inicialmente obteve sucesso usando óxido de
ferro (hematita - Fe2O3), que foi inclusive aplicado em muitos campos. Em 1922, ele
usou barita para preparar um fluido de perfuração pesado (CAENN et al., 2011).
31
O uso da barita fez a indústria dos fluidos de perfuração nascer. Phillip E. Harth,
gerente de vendas da National Pigments and Chemical Company, uma produtora de
barita para a indústria de tintas dos EUA, foi atraído pela oportunidade de negócio que
a comercialização de fluidos de perfuração com barita representava. Phillip propôs
uma associação a Stroud. A patente sobre adição de minerais pesados ao fluido de
perfuração seria assegurada ao segundo enquanto o primeiro deteria os direitos de
comercialização dos produtos sob tais patentes. E assim foi feito em 1926 (STROUD,
1926) apud (CAENN et al., 2011). A barita das instalações de St. Louis, Missouri, passou
então a ser comercializada para o uso em perfuração de poços de petróleo.
No fim da década de 20 e ao longo da década de 30 outros aspectos importan-
tes dos fluidos de perfuração começaram a se destacar na indústria já que o desen-
volvimento de equipamentos de perfuração mais eficientes e sofisticados passou a
estimular o estudo da influência dos fluidos no desempenho da perfuração. O de-
senvolvimento da estrutura gel durante as paradas de circulação passou a ser uma
propriedade desejável. Além disso, as propriedades de filtração e formação de re-
boco passaram a ser analisadas com mais cuidado pois percebeu-se que muitos dos
problemas encontrados durante a perfuração estavam ligados a estas características
(CAENN et al., 2011).
O desenvolvimento subsequente se tornou cada vez mais complexo, com dife-
rentes tipos de formulações sendo desenvolvidas e aplicadas, cada qual visando à
solução de um determinado conjunto de problemas. Os novos desafios da indústria,
advindos da exploração em regiões cada vez mais complexas e profundas, passa-
ram a requerer mais eficiência por parte dos fluidos de perfuração. Com o passar do
tempo, não havia mais um único objetivo (carrear o cascalho), mas vários, isto é, sur-
giram mais exigências para com os fluidos, tais como: não prejudicar a produtividade
da formação após a perfuração e não ser danoso aos equipamentos, trabalhadores e
meio ambiente (CAENN et al., 2011).
2.3 Reologia
Na indústria de petróleo, os conhecimentos básicos de reologia auxiliam na aná-
lise do comportamento reológico dos diversos tipos de fluidos empregados nas etapas
de perfuração e produção de poços, e no transporte e refino de petróleo. Entre ou-
tras aplicações, o estudo da reologia permite que se estime as perdas de pressão
por fricção, também denominadas perdas de carga, e a capacidade de transporte e
32
sustentação de sólidos. Também permite especificar e qualificar fluidos, materiais vis-
cosificantes, petróleo e derivados (MACHADO, 2002).
Há certos aspectos da reologia que devem ser compreendidos para que se possa
aproveitar ao máximo os dados coletados durante as análises. A razão entre a tensão
cisalhante e a taxa de cisalhamento e seus efeitos nas propriedades dos fluidos de
perfuração são aspectos importantes e serão discutidos a seguir.
A força aplicada em um fluido determina a taxa de cisalhamento, que na indústria
do petróleo está associada à vazão do fluido através de determinada configuração ge-
ométrica. A resistência do fluido à taxa de cisalhamento nele aplicada é denominada
tensão cisalhante. A tensão cisalhante, em termos práticos da indústria de petróleo,
seria análoga à pressão de bombeio nas bombas. Fisicamente, a taxa de cisalha-
mento está relacionada a partículas ou planos do fluido que deslizam um em relação
ao outro, isto é, se movem com velocidades diferentes (Figura 7). Note que os planos
mais afastados da parede se movem mais rapidamente. A medida que se aproximam
da parede, as velocidades dos planos ficam cada vez menores, até que se atinge a
velocidade nula no plano da parede, que está em repouso.
Figura 7: Gradiente de velocidade em um fluxo de fluido. Adaptado de Chilingarian eVorabutr (1981).
A razão entre a velocidade (v) e a distância da parede do duto (r) é o que se define
como taxa de cisalhamento (y):
y = v/r. (2.1)
33
A tensão cisalhante (t) é definida da seguinte forma:
t = F/A, (2.2)
onde F é a força aplicada e A é a área exposta aos efeitos desta força.
A taxa de cisalhamento e a tensão cisalhante são duas medições básicas ampla-
mente utilizadas na indústria do petróleo e a relação entre elas define o tipo de regime
de fluxo do fluido (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981).
2.3.1 Medição da relação entre tensão cisalhante e taxa de cisa-
lhamento
O instrumento mais comumente usado para aferir a relação entre tensão cisalhante
e taxa de cisalhamento nos fluidos de perfuração é o viscosímetro rotacional (rotational
viscometer ou cup-and-bob viscometer), representado na Figura 8.
Figura 8: Viscosímetro rotacional (CAENN et al., 2011).
O princípio de funcionamento deste equipamento é o seguinte: um prumo (bob)
suspenso por uma mola (spring) paira concentricamente em relação a um cilindro ex-
34
terno. Este conjunto é mergulhado até uma marca pré-determinada em uma amostra
do fluido a ser testado. Em seguida, o cilindro externo começa a girar com uma ve-
locidade conhecida e constante. O arrasto viscoso do fluido exerce torque no prumo,
fazendo-o girar até que este torque se iguale ao torque de resistência oferecido pela
mola. O marcador (dial) no disco indica a deflexão (rotação) sofrida pelo prumo e atra-
vés desta deflexão é obtida a tensão cisalhante na superfície do prumo em contato
com o fluido (CAENN et al., 2011). A Figura 9 mostra um viscosímetro rotacional da
Fann Instrument Company (model 35A).
Figura 9: Viscosímetro Fann 35A (CAENN et al., 2011).
2.3.2 Fluidos Newtonianos
Uma das primeiras tentativas de descrever o fluxo de fluidos foi feita por Isaac S.
Newton no seu clássico livro "Philosophiae Naturalis Principia Mathematica". Simpli-
ficando para os termos da indústria, é possível dizer que Newton descreve a visco-
sidade como sendo a resistência ao fluxo de um fluido. Isto quer dizer que a tensão
cisalhante de um fluido é proporcional à sua taxa de cisalhamento e a viscosidade (u)
é a constante de proporcionalidade (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). A equação 2.3
descreve esta relação característica dos fluidos Newtonianos (ex: água, água salgada,
glicerina, tinta, mel, etc.).
t= uy. (2.3)
35
A principal característica destes fluidos é a viscosidade constante sob qualquer
taxa de cisalhamento. A viscosidade pode ser facilmente obtida através da equação
2.4:
u = t/y, (2.4)
descrita por uma linha reta que passa pela origem e cujo coeficiente angular é a
viscosidade (Figura 10).
Figura 10: Relação entre tensão cisalhante (shear stress) e taxa de cisalhamento
(shear rate) - fluidos Newtonianos (viscosidade constante). Adaptado de (CAENN et al.,
2011).
2.3.3 Fluidos não Newtonianos
A viscosidade (razão entre tensão cisalhante e taxa de cisalhamento) de um fluido
não Newtoniano não é constante. A maioria dos fluidos de perfuração apresenta este
comportamento. Existem dois modelos matemáticos bem populares que procuram
descrever os fluidos não Newtonianos, o modelo plástico de Bingham e o modelo de
fluido de potência (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). A viscosidade aparente (ua) é
utilizada na análise deste tipo de fluido e é dada pela seguinte equação:
36
ua = t/y. (2.5)
A viscosidade aparente é definida como a viscosidade que um fluido não Newtoni-
ano teria caso fosse Newtoniano (MACHADO, 2002).
2.3.3.1 Modelo plástico de Bingham
É similar ao modelo de fluido Newtoniano, pois também considera relação de pro-
porcionalidade constante entre tensão cisalhante e taxa de cisalhamento. Entretanto,
existe uma tensão cisalhante mínima que deve ser atingida para que o fluido descrito
por este modelo comece a fluir. Esta tensão mínima é denominada "limite de escoa-
mento" (ou yield point) (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). Quando submetidos a uma
tensão menor que o limite de escoamento, os fluidos Binghamianos, teoricamente,
comportam-se como sólidos e, em princípio, só escoariam na forma de fluxo tampão2.
A equação que representa o comportamento de um fluido de Bingham é dada por:
t = upy + tL, (2.6)
onde up é a viscosidade plástica e tL é o limite de escoamento. A equação 2.6 é
válida quando t > tL. Caso contrário temos y = 0. A viscosidade aparente pode ser
calculada a partir da plástica usando a seguinte expressão (que é uma combinação
das duas equações anteriores):
ua = up + tL/y. (2.7)
A Figura 11 mostra o comportamento da tensão cisalhante (ou tensão de cisalha-
mento) e da viscosidade aparente, diante da variação da taxa de cisalhamento.
2fluxo tampão: pode ser definido como caso particular do escoamento laminar, no qual não existedeslizamento relativo entre as camadas de fluido numa certa região. Este escoamento pode ser visua-lizado quando pressionamos o conteúdo de uma pasta de silicone de dentro de seu invólucro ou tubo(MACHADO, 2002).
37
Figura 11: Curvas de fluxo (A) e de viscosidade (B) do fluido binghamiano ou plástico
(MACHADO, 2002).
A maior desvantagem do modelo plástico de Bingham é que ele só descreve o
fluxo de fluidos dentro de uma zona estreita de taxas de cisalhamento (entre 300 e
600 rpm, isto é, entre 511 e 1022 s-1). Isto não é suficiente já que as taxas de ci-
salhamento tipicamente encontradas em operações de perfuração podem chegar a
1.000.000 s-1. Portanto, este modelo pode não ser capaz de descrever com preci-
são as características reológicas em todas as condições de perfuração (CHILINGARIAN;
VORABUTR, 1981).
2.3.3.2 Modelo de Ostwald de Waale (ou Fluido de Potência - Power Law fluid)
O modelo de Ostwald é definido pela seguinte expressão:
t = K(y^n). (2.8)
Esta expressão não se aplica a todo e qualquer fluido, nem a todo intervalo de
taxa de cisalhamento. Entretanto, existe um número razoável de fluidos não Newtoni-
anos que apresentam comportamento de potência, num largo intervalo de velocidades
cisalhantes (MACHADO, 2002). O índice de consistência é representado por K e n é
denominado índice de comportamento (ou de fluxo).
Na Figura 12, as curvas I, II e III correspondem ao caso em que n, na função de
potência, assume valores menores do que um e maiores do que zero. Os fluidos que
assim se comportam são chamados pseudoplásticos. Já as curvas a, b e c corres-
pondem aos casos em que os valores de n são maiores do que um. Os fluidos que
assim se comportam são chamados de dilatantes. Se n for igual a um teremos o caso
38
trivial do fluido Newtoniano. Os fluidos pseudoplásticos apresentam queda na visco-
sidade quando a taxa de cisalhamento aumenta. Já os fluidos dilatantes apresentam
crescimento da viscosidade quando as taxas de cisalhamento aumentam.
Figura 12: Curvas de fluxo de fluido de Ostwald (MACHADO, 2002).
As emulsões e as soluções de polímeros ou de macromoléculas lineares são os
exemplos mais típicos de fluidos pseudoplásticos da indústria do petróleo. Um fato
interessante que deve ser destacado é a reversibilidade do comportamento dos fluidos
pseudoplásticos. Quando o cisalhamento cessa, a maioria destes materiais tende a
recuperar a sua viscosidade original, mais elevada (início das curvas I, II e III da Figura
12). Teoricamente, as partículas retornam ao seu estado natural de interação não
orientada em relação às forças de cisalhamento (MACHADO, 2002).
2.3.4 Comportamento dos fluidos e perfuração
Segundo Caenn et al. (2011), a maioria dos fluidos de perfuração apresenta com-
portamento intermediário entre o que seria um fluido Plástico de Bingham ideal e o
que seria um fluido de Potência ideal (modelo de Ostwald). Isto porque devido à exis-
tência de forças interparticulares, as constantes n e K do modelo de fluido de Potência
não são constantes sob baixas taxas de cisalhamento, tornando o modelo inadequado
nesta situação. Já em relação ao modelo do Bingham, os fluidos de perfuração não
apresentam limites de escoamento tão bem definidos quanto os esperados do modelo
39
ideal. Os limites de escoamento dos fluidos tendem a ser menores que os estimados
através da extrapolação linear das tensões cisalhantes medidas sob altas taxas de
cisalhamento (região onde a relação entre tensão cisalhante e taxa de cisalhamento
é linear segundo o modelo de Bingham). Isto faz com o modelo de Bingham também
não seja adequado em todas as situações.
A Figura 13 apresenta curvas de fluxo que descrevem o comportamento dos três
modelos (Newtoniano, Bingham e Ostwald/Fluido de Potência), assim como uma curva
de fluxo representando um típico fluido de perfuração.
Figura 13: Curvas de fluxo de modelos de fluxo comuns (CAENN et al., 2011).
O fato de as curvas de fluxo dos fluidos de perfuração interceptarem o eixo da
tensão cisalhante, em valores maiores que zero, indica que há desenvolvimento de
uma estrutura gel nestes fluidos. Esta estrutura resulta da tendência que as placas
de argila possuem em se alinhar de forma que suas bordas positivamente carregadas
se aproximem de suas superfícies basais, negativamente carregadas. Esta interação
entre as cargas das placas de argila aumenta a viscosidade efetiva em baixas taxas de
cisalhamento, influenciando, desta forma, os valores das constantes n e K do modelo
de fluido de Potência, e é responsável pela formação de um gel quando a agitação
para (CAENN et al., 2011).
A força gel de alguns fluidos, principalmente dos fluidos à base de água doce e
argilas, aumenta com o passar do tempo após o cessar da agitação. Este fenômeno é
conhecido como tixotropia. Além disso, se após ficar em repouso o fluido é submetido
40
a uma taxa de cisalhamento constante, sua viscosidade decresce com o passar do
tempo já que a estrutura gel formada é quebrada. A viscosidade decresce dessa
forma até atingir um valor constante de equilíbrio. Portanto, a viscosidade efetiva de
um fluido tixotrópico depende tanto do tempo quanto da taxa de cisalhamento (CAENN
et al., 2011).
Existem também fluidos de comportamento inverso em relação aos tixotrópicos.
Eles são denominados fluido reopéticos e apresentam aumento da viscosidade com
o passar do tempo, quando submetidos a uma taxa de cisalhamento constante (o
fenômeno é chamado de reopetia). Não há registros do uso de fluidos de perfuração
que apresentassem tal comportamento. Os fluidos reopéticos são, inclusive, muito
mais raros do que os tixotrópicos (CAENN et al., 2011).
2.3.5 Suspensão de cascalho
A taxa de assentamento de uma partícula que descende em um fluido em re-
pouso depende de vários fatores: (1) tamanho e forma da partícula, (2) densidade
da partícula, (3) viscosidade do fluido e (4) densidade do fluido. Apenas um desses
parâmetros pode ser facilmente controlado pelos engenheiros, a viscosidade do fluido.
Fatores como tamanho, forma e densidade das partículas estão além da capacidade
de controle durante uma atividade de perfuração. Já a densidade do fluido pode ser
controlada, mas fica restrita a valores que atendem outras demandas da operação,
principalmente a manutenção da estabilidade do poço, balanceando as pressões das
formações (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981).
2.4 Argilominerais
Os argilominerais são definidos e descritos nesta seção, mantendo o foco nos
aspectos mais importantes para o estudo das suas interações com os fluidos de per-
furação.
2.4.1 Utilização de argilas nos fluidos de perfuração
A perfuração rotativa é o método de perfuração mais amplamente aplicado no
planeta e sua utilização envolve a presença constante dos fluidos de perfuração cir-
culando no poço. Inicialmente, a água era utilizada como fluido circulante, mas com o
41
passar do tempo foram identificadas as vantagens de se usar um fluido de perfuração
composto por uma suspensão de argila em água. Essa percepção veio da incorpora-
ção inadvertida de argilas aos fluidos quando a perfuração atravessava rochas ricas
em material argiloso. Conhecendo as vantagens que a presença das argilas trazia, a
indústria passou a adicioná-las ao fluido ainda na superfície, propositalmente, durante
a preparação do mesmo para a circulação no poço (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981).
Como a principal função do fluido de perfuração é remover o cascalho do poço,
logo percebeu-se a vantagem de usar um fluido "grosso", uma "lama" de perfuração,
ao invés de um fluido de baixa viscosidade e desprovido de resistência cisalhante
(shear strength), como a água. Os fluidos com suspensão de argilas em água tam-
bém possuem densidade ligeiramente maior que a da água, sendo mais adequados
para manter a estabilidade do poço através do balanceamento das pressões das for-
mações, mantendo assim os fluidos de cada formação em seus respectivos lugares.
Além disto, as argilas proporcionam a formação de uma camada de reboco nas pare-
des do poço, o que impede a perda de fluido de perfuração para camadas permeáveis
de baixa pressão. A seleção do tipo de argila que formará o reboco mais eficiente
(mais fino e mais impermeável) é extremamente importante (CHILINGARIAN; VORABUTR,
1981).
2.4.2 Composição e estrutura
Primeiramente, serão apresentados alguns conceitos básicos da mineralogia. O
conhecimento destes conceitos proporcionará ao leitor uma melhor compreensão dos
tópicos subsequentes.
Um mineral é um elemento ou composto químico com composição definida dentro
de certos limites, cristalizados e formados naturalmente por meio de processos geoló-
gicos inorgânicos, na Terra ou em corpos extraterrestres. A composição química e as
propriedades cristalográficas bem definidas do mineral fazem com que ele seja único
dentro do reino mineral e, assim, receba um nome característico (TEIXEIRA et al., 2000).
Uma rocha é um agregado natural formado de um ou mais minerais (podendo,
eventualmente, tratar-se de vidro vulcânico ou matéria orgânica, que são os mineraloi-
des), que constitui parte essencial da crosta terrestre e é nitidamente individualizada.
São elas nitidamente individualizadas porque os minerais se agregam obedecendo a
leis físicas, químicas ou físico-químicas, dependendo das condições em que se forma
esta ou aquela rocha. Esta agregação, portanto, não se dá ao acaso (LEINZ; AMARAL,
42
1998). Embora coesa e, muitas vezes, dura, a rocha não é homogênea. Ela não tem a
continuidade física de um mineral e, portanto, pode ser subdividida em todos os seus
minerais constituintes (TEIXEIRA et al., 2000).
A argila é uma rocha constituída essencialmente por um grupo de minerais que
recebem o nome de argilominerais (COELHO; SANTOS, 2007).
Os argilominerais são filossilicatos, minerais que consistem de "folhas" de tetra-
edros de sílica fortemente conectadas, que por sua vez se conectam internamente
através de ânions de oxigênio compartilhados nas suas extremidades. Ligadas a es-
tas folhas tetraédricas (camadas t), e compartilhando alguns componentes com elas,
estão as folhas octaédricas (camadas o). Estas últimas são compostas por ânions
hidroxila (OH) posicionados ao redor de cátions como cálcio, alumínio e magnésio. Se
tais cátions forem somente de alumínio, então a estrutura é a mesma de um mineral
chamado gipsita. Se forem de magnésio, então a estrutura é a do mineral brucita.
Portanto, quando estas folhas octaédricas (formadas exclusivamente com cátions de
alumínio ou exclusivamente com cátions de magnésio) estão presentes na estrutura
dos argilominerais, elas costumam ser denominadas de acordo com o mineral iso-
lado correspondente, isto é, folhas do tipo gipsita ou folhas do tipo brucita (Figura 14)
(PROTHERO; SCHWAB, 1996).
Figura 14: Estruturas básicas dos argilominerais (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
A) Folhas tetraédricas de silício e oxigênio; B) Folhas octaédricas de alumínio e hidroxilas.
43
A partir destes dois blocos básicos (e com cátions e ânions adicionais), uma
grande variedade de argilominerais pode ser construída. A maioria deles é composto
por "sanduíches" de folhas tetraédricas e octaédricas que se repetem indefinidamente.
Muitos cátions e ânions podem ser encontrados entre estes sanduíches, resultando
assim em uma extensa variabilidade química (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
As folhas se conectam através do compartilhamento de átomos de oxigênio. Quando
há duas folhas tetraédricas, a folha octaédrica fica posicionada entre elas, como um
sanduíche. Esta estrutura sanduíche é a camada unitária básica que se repete inde-
finidamente. Neste caso se diz que a estrutura é do tipo 2:1 (duas folhas tetraédricas
para uma folha octaédrica). A estrutura tipo 2:1 é a mais comum entre os argilomine-
rais. O ápice das estruturas tetraédricas (topo do seu formato de pirâmide) fica voltado
para dentro da estrutura sanduíche, no sentido da folha octaédrica. O oxigênio deste
ápice é compartilhado com a estrutura octaédrica, tomando o lugar de uma hidroxila.
É este compartilhamento que faz a ligação entre as duas folhas. Note na Figura 15
que, neste caso, os átomos de oxigênio ficam expostos nas duas superfícies basais
da estrutura (CAENN et al., 2011).
Figura 15: Estrutura tipo 2:1 (CAENN et al., 2011).
Entretanto, se a estrutura for do tipo 1:1, isto é, com camada unitária constituída
44
de uma folha tetraédrica e uma folha octaédrica, haverá exposição de oxigênio em
uma superfície basal e exposição de hidroxilas na superfície oposta (Figura 16).
Figura 16: Estrutura tipo 1:1 (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
As camadas unitárias se empilham face a face, uma após a outra, para formar o
retículo cristalino3 do argilomineral. A distância entre um plano de uma das camadas
unitárias e um plano idêntico na camada unitária adjacente recebe o nome de espaça-
mento basal (c). A letra c faz referência à direção na qual ocorre o empilhamento das
camadas unitárias, o eixo C, que é perpendicular aos planos das camadas unitárias.
O espaçamento basal é da ordem do angstrom (10-10m). O cristal se estende ao longo
dos eixos laterais (eixos A e B), podendo atingir distâncias de até um mícron (10-6m =
10.000 angstroms) (CAENN et al., 2011).
As folhas em uma camada unitária são unidas por ligações covalentes, fazendo
com que elas sejam bem estáveis. Por outro lado, as camadas unitárias são unidas
umas às outras apenas por forças de van der Waals e valências secundárias entre
átomos justapostos. Estas forças são fracas e isto faz com que o retículo possua uma
clivagem relativamente fácil através das superfícies basais entre as camadas unitárias
(CAENN et al., 2011).
Argilominerais normalmente possuem uma deficiência de carga na estrutura da
camada unitária. Essa deficiência é devida às substituições isomórficas de determina-
dos átomos da estrutura por átomos de valência diferente da do original. Por exemplo,
se um átomo de alumínio (Al+3) da folha octaédrica for substituído por um átomo de
3retículo cristalino: é a estrutura tridimensional ordenada gerada pela repetição de uma unidadeatômica ou iônica fundamental, que já possui as propriedades físico-químicas do mineral completo.
45
magnésio (Mg+2) resultará uma deficiência de carga igual a um. Isto cria um potencial
negativo na superfície basal de cada camada unitária do cristal. O potencial nega-
tivo é compensado pela adsorção de um cátion. Na presença de água, os cátions
adsorvidos podem ser trocados por outros cátions diferentes e por esta razão são
chamados de cátions trocáveis (exchangable cations). É este fenômeno que define a
propriedade de um argilomineral de trocar cátions, chamada de capacidade de troca
de cátions (ou cation exchange capacity - CEC). As substituições isomórficas podem
ocorrer tanto na camada tetraédrica quanto na octaédrica. Esse fenômeno de substi-
tuição permite que haja uma enorme variabilidade na composição dos argilominerais
e é a razão da existência de tantos grupos e subgrupos dos mesmos (CAENN et al.,
2011).
O grau das substituições, os átomos envolvidos e as espécies de cátions trocá-
veis são de grande importância para a tecnologia dos fluidos de perfuração devido à
influência que exercem sobre fenômenos como inchamento e dispersão e sobre as
propriedades reológicas e de filtração (CAENN et al., 2011).
2.4.3 Tipos de argilominerais
Os principais tipos de argilominerais são: ilitas, caolinitas, cloritas, esmectitas e
atapulgitas. Dentre eles, os quatro primeiros são os mais presentes em reservató-
rios petrolíferos e a esmectita é o que apresenta maior capacidade de inchamento,
sendo responsável por grande parte dos danos em reservatórios de hidrocarbonetos
encontrados na exploração (PIMENTA, 1995) apud (CARDOSO et al., 2005). Segue uma
descrição das suas respectivas estruturas e principais características.
2.4.3.1 Caolinitas
As caolinitas (Figura 17) são compostas por um sanduíche de face aberta, ou
seja, com apenas uma folha tetraédrica e uma folha octaédrica em cada camada que
se repete, é um arranjo do tipo 1:1. As camadas são unidas por fortes ligações de
hidrogênio, pois a face com átomos de oxigênio da folha tetraédrica de uma camada
está justaposta à face com hidroxilas da folha octaédrica da camada seguinte. Há
pouquíssimas substituições isomórficas e praticamente nenhum cátion é adsorvido
nas zonas entre as superfícies basais (CAENN et al., 2011). O que se encontra nessa
região entre as camadas são apenas átomos de hidrogênio. Assim, esta estrutura
pode ser descrita como sendo do tipo -t-o-H+-t-o-H+-t-o-... . Diferentemente de outros
46
argilominerais, não há espaço entre as camadas para moléculas de água, hidroxilas ou
cátions maiores. Consequentemente, as caolinitas são química e mineralogicamente
mais simples que os demais argilominerais (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
Figura 17: Estrutura das caolinitas (proporção 1:1) (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
2.4.3.2 Ilitas
Sua estrutura é do tipo 2:1 (Figura 18). Seguindo a notação usada para descrever
as caolinitas, pode-se dizer que a estrutura das ilitas segue o padrão -t-o-t-cátions-t-o-
t-cátions-t-o-t-... . A zona entre duas camadas pode ser preenchida por uma variedade
de cátions a depender do tipo de argilomineral. No caso das ilitas, estas zonas são
preenchidas por cátions de potássio (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
47
Figura 18: Estrutura das ilitas (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981).
As ilitas são os argilominerais mais abundantes no planeta. A maioria dos arenitos
produtores de petróleo possui quantidades variáveis de ilitas intersticiais (WARSHAW,
1959) apud (CHILINGARIAN; VORABUTR, 1981). Os seus cátions de potássio fornecem
uma forte ligação iônica à estrutura e, portanto, as ilitas não se expandem facilmente.
Moléculas de água e hidroxilas não conseguem percolar facilmente pelas zonas entre
as camadas. Por isso são normalmente encontradas apenas nas bordas das camadas
unitárias (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
2.4.3.3 Esmectitas
Esta é outra classe de argilominerais de estrutura 2:1 (Figura 19). As esmecti-
tas mais familiares são as montmorillonitas. Segundo Caenn et al. (2011), são as
mais bem conhecidas por serem de comum ocorrência e por terem considerável im-
portância econômica. Nestes argilominerais, uma pequena quantidade de cátions de
48
magnésio (Mg+2) substitui os cátions de alumínio (Al+3) nas folhas octaédricas. Para
compensar a deficiência de carga gerada, cátions como Na+,K+ e Ca+2 normalmente
preenchem as zonas entre as camadas unitárias (PROTHERO; SCHWAB, 1996). De
acordo com Caenn et al. (2011), também costuma ocorrer substituição de Al+3 por
Fe+2 na folha octaédrica e substituição de Si+4 por Al+3 na folha tetraédrica.
Figura 19: Estrutura das esmectitas (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
A água penetra facilmente nestas zonas entre camadas, em parte por causa das
fracas ligações e em parte por causa dos potenciais repulsivos nas superfícies das
camadas (estes últimos devidos às substituições isomórficas nas folhas tetraédricas
e octaédricas). A invasão de água provoca a expansão do argilomineral na direção
do eixo c (perpendicular aos planos das folhas e camadas). Sendo assim, pode-se
49
dizer que as esmectitas possuem um retículo expansível. A consequência direta da
expansão é o aumento do espaçamento basal (CAENN et al., 2011). Segundo Prothero
e Schwab (1996), o volume da montmorillonita pode praticamente dobrar através da
adsorção de água.
A montmorillonita é o principal constituinte da bentonita de Wyoming, assim como
de muitas outras argilas adicionadas aos fluidos de perfuração. Também é o com-
ponente ativo das formações argilosas que provoca os problemas de inchamento e
instabilidade quando perfuradas (CAENN et al., 2011).
2.4.3.4 Cloritas
Assim como as esmectitas, as cloritas possuem estrutura do tipo 2:1. No entanto,
a zona entre as camadas unitárias possui um novo constituinte: uma folha octaédrica
extra, com cátions de magnésio (Mg+2) e ferro (Fe+2), estrutura correspondente ao mi-
neral brucita. Portanto, podemos descrever a estrutura final como sendo: -t-o-t-brucita-
t-o-t-brucita-t-o-t-... (Figura 20). Nesta composição, o magnésio é predominante em
relação ao ferro e, por isso, cloritas costumam estar presentes em áreas nas quais
as rochas parentais eram ricas em magnésio e onde o intemperismo não foi intenso o
suficiente para oxidar todo o ferro (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
50
Figura 20: Estrutura das cloritas (PROTHERO; SCHWAB, 1996).
Os membros desta classe diferem bastante na quantidade e na espécie de átomos
substituídos nas duas camadas (-t-o-t- e brucita). A orientação e empilhamento das
camadas também varia. Normalmente, não há água na zona entre camadas, mas
certas cloritas degradadas podem não conter algumas camadas de brucita completas,
o que permite certo grau de hidratação e expansão do retículo (CAENN et al., 2011).
2.4.3.5 Atapulgitas
As atapulgitas são bem diferentes em estrutura e forma se comparadas aos argilo-
minerais apresentados até aqui. Elas são formadas por conjuntos de agulhas que se
separam em agulhas individuais quando vigorosamente misturadas com água (Figura
21). As propriedades reológicas das atapulgitas são dependentes das interferências
51
mecânicas entre as longas agulhas ao invés de forças eletrostáticas entre as partí-
culas. Isso ocorre por duas razões: (1) as substituições atômicas são poucas, o que
provoca a existência de baixas cargas superficiais nas partículas; (2) a sua superfície
específica é baixa. Essa dependência majoritariamente mecânica torna as atapulgitas
excelentes agentes de suspensão em água salgada (CAENN et al., 2011).
Figura 21: Micrografia eletrônica de atapulgita (CAENN et al., 2011).
2.4.4 Inchamento de argilas
Todas as classes de argilominerais adsorvem água, mas as esmectitas adsorvem
volumes muito maiores que as outras classes devido ao seu retículo expansível. Esta
é a razão de a maioria dos estudos sobre inchamento de argilas serem realizados com
uso de esmectitas, mais especificamente a montmorillonita (CAENN et al., 2011).
Em Caenn et al. (2011), são reconhecidos dois mecanismos de inchamento: in-
chamento cristalino e inchamento osmótico. De acordo com Kelley et al. (1936) apud
Chilingarian e Vorabutr (1981), ainda existe um terceiro tipo, o inchamento por adsor-
ção de água de ligação quebrada. Os três mecanismos são discutidos a seguir.
2.4.4.1 Inchamento cristalino (ou hidratação de superfície)
Ocorre quando há adsorção de camadas monomoleculares de água nas superfí-
cies basais dos cristais (nas superfícies externas e, no caso de argilominerais de re-
tículo expansivo, também nas superfícies internas, entre as camadas unitárias). Vale
52
ressaltar que os cátions trocáveis influenciam a estrutura de água cristalina de duas
formas: primeiramente, muitos dos próprios cátions são hidratáveis, isto é, podem
possuir "couraças" de moléculas de água (as exceções são NH4+4, K+ e Na+); em se-
gundo lugar, eles se ligam à superfície do cristal de forma competitiva em relação às
moléculas de água, tendendo a romper a estrutura de água (CAENN et al., 2011).
2.4.4.2 Inchamento osmótico
Antes de compreender o inchamento osmótico é necessário saber um pouco mais
sobre as forças presentes entre as camadas unitárias dos argilominerais. As mudan-
ças no espaçamento basal são afetadas por dois fatores. Primeiro, as forças de incha-
mento repulsivas geradas devido à hidratação dos cátions das zonas entre camadas
contribuem para o aumento do espaçamento basal. Segundo, em oposição às forças
repulsivas, existem forças de atração originadas das ligações eletrostáticas entre as
superfícies das camadas unitárias, negativamente carregadas, e os próprios cátions
posicionados entre estas camadas. Essas forças eletrostáticas tendem a diminuir o
espaçamento basal.
O inchamento osmótico se torna possível quando as forças repulsivas são capazes
de quebrar as ligações eletrostáticas. Se isto ocorrer, passa a haver migração de água
da solução na qual o argilomineral se encontra para dentro da zona entre as camadas
unitárias. Isto se deve simplesmente à diferença entre a concentração de cátions das
duas regiões, que é muito mais elevada entre as camadas unitárias.
O fenômeno de inchamento osmótico é responsável por aumentos de volume
muito maiores que os provocados pelo inchamento cristalino. Por exemplo, o incha-
mento cristalino faz a montmorillonita sódica absorver aproximadamente 0,5 g de água
por grama de argila seca, o que a faz dobrar em volume, mas o inchamento osmótico
permite a absorção de praticamente 10 g de água por grama de argila seca, aumen-
tando o seu volume em quase 20 vezes.
A Figura 22 ilustra o inchamento em dois tipos de montmorillonita, uma predomi-
nantemente permeada por cátions de sódio (montmorillonita sódica) na zona entre as
camadas unitárias e a outra predominantemente permeada por cálcio (montmorillonita
cálcica). O inchamento da espécie sódica é maior, fazendo com que o espaçamento
basal atinja até 40 angstroms.
53
Figura 22: Esquema representando o inchamento da montmorillonita devido à adsor-
ção de água (AMORIM, 2003).
2.4.4.3 Inchamento por adsorção de "água de ligação quebrada" (broken-bondwater)
Neste caso, a água é adsorvida nos cantos e bordas das unidades formadoras da
argila. Isto ocorre para equilibrar as cargas de íons insaturados presentes nesses lo-
cais. Tais cargas surgem quando uma partícula de argila é particionada ou quebrada,
isto é, quando suas ligações quebradas ficam expostas nas superfícies. Nas ilitas, por
exemplo, acredita-se que este seja o fenômeno responsável pela adsorção da maior
parte de água. A capacidade de adsorver água dessa maneira aumenta à medida que
o tamanho das partículas de argila diminui (pois assim haverá maior área superficial
exposta) .
Kelley et al. (1936) também fazem menção à estabilidade de cada um desses
mecanismos. A água advinda do inchamento cristalino está fortemente ligada ao ar-
gilomineral, sendo necessárias temperaturas da ordem de 500-600 ºC para que seja
liberada. Já a água adsorvida através dos outros dois mecanismos pode ser liberada
com temperaturas mais baixas, da ordem de 100-200 ºC. Essas temperaturas variam
de acordo com outros fatores, como o tipo de argilomineral e às condições as quais o
mesmo está submetido (como a pressão, por exemplo).
54
2.5 Inchamento de Argilas - Problemas e Inibição
O problema de estabilidade de poço envolvendo os folhelhos vem frustrando os
engenheiros de petróleo desde o início da perfuração de poços de óleo e gás. Na ver-
dade, este é o problema técnico mais significativo na perfuração e uma das maiores
fontes de tempo perdido e custos adicionais. É possível estimar, de forma conserva-
dora, que o prejuízo financeiro causado por este problema seja de U$ 500 milhões/ano
(OORT et al., 1996). Por esta razão é necessário compreender os fenômenos que levam
à instabilidade dos folhelhos (o inchamento das argilas faz parte destes fenômenos,
mas não é o único responsável), para saber como combatê-los, e em seguida desen-
volver técnicas e aditivos que permitam mitigar os problemas no poço.
Oort (2003) apresenta um exemplo típico de problema encontrado no campo en-
volvendo folhelhos (Figura 23). A seção de 8 1/2 in do poço representado, perfurado
com fluido de perfuração à base de água, se alargou até 25 in, apesar da presença de
aditivos que visavam à estabilização dos folhelhos.
Figura 23: Típico exemplo de problemas de alargamento de poço devido à instabili-
dade de folhelhos (shale) (OORT, 2003).
O alargamento do poço dá origem a diversos problemas operacionais, como ele-
vado carregamento de sólidos no fluido (o que requer tratamento mais complexo do
55
mesmo), limpeza de poço insuficiente causada por baixas velocidade anulares que se
desenvolvem por causa do alargamento do diâmetro, e até ocorrência de prisão total
da coluna devido ao alargamento excessivo seguido de colapso do poço (OORT, 2003).
2.5.1 Fundamentos do comportamento dos folhelhos
Oort (2003) apresenta um modelo simplificado, mas prático, das forças atuantes
em um sistema de folhelho contendo argilominerais e outros minerais (Figura 24).
Estas forças podem ser subdivididas em forças mecânicas e forças de natureza físico-
química (OORT, 2003).
Figura 24: Forças atuantes em um sistema de folhelho contendo argilominerais e ou-
tros minerais (OORT, 2003).
As forças mecânicas incluem:
• Tensões in situ, verticais e horizontais;
• Pressão de poros;
• Tensões atuantes em contatos intergranulares (ex: tensões de cimentação).
As forças de natureza físico-química incluem:
• Atração de van der Waals;
• Repulsão eletrostática de Born;
56
• Forças atrativas e repulsivas de curto alcance advindas da hidratação/solvatação
dos argilominerais e dos íons presentes nas zonas entre camadas.
Segundo Oort (2003), as forças de natureza físico-química podem ser agrupa-
das em uma força resultante que podemos chamar de “tensão/pressão de hidratação”
ou “tensão/pressão de inchamento”, pois elas são responsáveis pelo comportamento
de inchamento característico dos argilominerais e dos folhelhos como um todo. Oort
(2003) afirma que o termo “pressão de inchamento” (swelling pressure) tem sido bem
aceito na indústria e o assume em seu trabalho. Neste trabalho é adotada esta mesma
nomenclatura.
2.5.2 Problemas causados pelo inchamento de argilas
Adiante são discutidos os principais problemas que o inchamento de argilas pode
causar.
2.5.2.1 Desintegração do cascalho
Com a liberação do cascalho da matriz da rocha as tensões in situ são removidas
e o cascalho fica submetido à pressão hidrostática exercida pelo fluido de perfuração.
A nova configuração é apresentada na Figura 25.
Figura 25: Pressões atuantes no cascalho, (OORT, 2003).
A tensão efetiva atuante no cascalho (Teff) é dada pela equação 2.9 (OORT, 2003).
57
Teff= Pfluido − Pporo − Pinchamento, (2.9)
onde Pfluido é a pressão hidrostática do fluido de perfuração, Pporo é a pressão de
poros e Pinchamento é a pressão de inchamento.
A diminuição da pressão hidrostática do fluido de perfuração ao longo da subida
do cascalho pelo poço é o grande problema neste caso. Esta queda das forças com-
pressivas atuantes no cascalho provoca a diminuição da contenção exercida sobre a
pressão de inchamento, que agora pode ser suficiente para vencer a força de cimen-
tação e separar as camadas unitárias de argila através da adsorção da água do fluido
de perfuração. É dessa forma que o cascalho perde sua integridade, a água invade
o corpo radialmente em direção ao seu centro. O centro é o local mais “seco” do
material e partindo em direção ao seu exterior encontram-se camadas cada vez mais
amolecidas e dispersas (OORT, 2003).
Oort (2003) sugere algumas estratégias para combater este efeito:
• Aditivos inibidores que permitam controlar a pressão de inchamento;
• Polímeros “encapsuladores” que possam manter o cascalho de folhelho íntegro,
impedindo a desintegração;
• Impedir o influxo de água para o interior do cascalho (via aumento da viscosidade
do filtrado, bloqueio de poros ou estimulação de fluxo osmótico para fora do
cascalho). Se não houver água para alimentar a pressão de inchamento, não há
inchamento e, portanto, não haverá desintegração.
2.5.2.2 Instabilidade de poço
Este problema é similar ao anterior, mas não o mesmo. Há algumas circunstâncias
diferentes envolvidas. A primeira é que o folhelho está sob influência das tensões in
situ e dos efeitos geométricos. A segunda é que os folhelhos das formações atraves-
sadas ficam expostos aos fluidos de perfuração durante um período de tempo muito
mais extenso que o cascalho.
As estratégias que devem ser aplicadas são similares às citadas no combate à de-
sintegração do cascalho, mas deve-se manter em mente as circunstâncias diferentes
citadas acima.
58
2.5.2.3 Enceramento de broca
Este é um problema que afeta diretamente a taxa de penetração, atrasando a
operação não só pela sua baixa velocidade, mas também pelo maior tempo perdido
caso seja necessário trocar a broca. Obviamente, a consequência é o aumento dos
custos da operação (OORT, 2003).
A retirada das tensões in situ, logo após a retirada de um pedaço de cascalho
pela broca, pode desencadear a adsorção de água. Quando isto ocorre, o cascalho
de folhelho retira água de quaisquer locais próximos, onde ela esteja disponível, nor-
malmente as camadas de água próximas da superfície da broca ou a água de outros
cascalhos próximos. Ao “sugar” a água, o pedaço de cascalho pode ficar preso à
broca ou a outro cascalho. Se isto persistir, isto é, se o cascalho não for liberado,
acabará ocorrendo o enceramento da broca (OORT, 2003).
Existe um limite inferior de conteúdo de água para que o cascalho “grude” na
broca. Abaixo deste limite o material está muito seco para desenvolver tendências de
fixação. Também existe um limite superior acima do qual o material fica muito disperso
para que haja fixação (Figura 26). A zona entre os dois limites citados é denominada
zona plástica (OORT, 2003).
Figura 26: Relação entre conteúdo de água e a tendência ao enceramento de broca,
(OORT, 2003).
Seguem as estratégias sugeridas por Oort (2003) para combater o enceramento
de broca:
• Desidratação do cascalho, fazendo-o deixar a zona plástica pelo limite inferior;
59
• Hidratação do cascalho, fazendo-o deixar a zona plástica pelo limite superior;
• Capeamento externo do cascalho, impedindo-o de se juntar a outros fragmentos
ou à superfície da broca.
Oort (2003) comenta que as duas primeiras estratégias só devem ser aplicadas
quando houver conhecimento prévio de que o problema de enceramento está real-
mente acontecendo, ou seja, quando se sabe que o cascalho se encontra na zona
plástica. Se esta informação não existe, é possível que não esteja havendo problema
de enceramento e, por exemplo, o cascalho se encontre abaixo da zona plástica. Apli-
car a estratégia de hidratação em um caso como este apenas faria com que o en-
ceramento da broca, em verdade inexistente, passasse a ocorrer. A situação inversa
também seria possível (cascalho acima da zona plástica e aplicação de estratégia de
desidratação). Ele também destaca que é importante ter em mente que outros fatores
afetam a existência ou não de enceramento de broca: peso sobre a broca, rotação da
broca, fatores hidráulicos, o espaço disponível no entorno da broca para remoção do
cascalho, a eficiência e forma dos cortadores de PDC e outros.
2.5.3 Inibição de inchamento
Há mais de cinco décadas, vários compostos químicos vem sendo usados para
inibir as argilas sensíveis à água. No princípio, um dos métodos mais aplicados era
o uso de altas concentrações de sais como o cloreto de potássio (KCl). A inibição de
inchamento que estes sais proporcionavam podia ser explicada por uma variedade de
mecanismos. No entanto, sua utilização podia afetar de formas adversas os ecossiste-
mas químicos e biológicos. Em razão disto, começaram a ser desenvolvidos compos-
tos que deveriam ser usados em conjunto com estes sais (desta forma a quantidade
de sais utilizada diminuía). A utilização de diversos compostos em conjunto com o
KCl acabou proporcionando resultados mais satisfatórios que os obtidos quando se
usava apenas KCl (PATEL et al., 2007). Uma das classes de compostos usada é a dos
inibidores catiônicos, base dos compostos testados neste trabalho. Em resumo, o pa-
pel destes compostos (assim como o da adição de KCl) é impedir que as moléculas
de água do fluido de perfuração penetrem as zonas interplanares das argilas, isto é,
impedir que a água provoque o inchamento das argilas.
Polímeros catiônicos inibidores funcionam através de sua adsorção às superfícies
negativamente carregadas dos argilominerais. Esta reação é acionada pelo meca-
60
nismo de troca de cátions, através do qual os cátions trocáveis dos argilominerais
são substituídos pelo aditivo catiônico. Esta reação conecta eletrostaticamente as
camadas unitárias entre si, reduzindo assim a tendência dos argilominerais de adsor-
ver água e inchar ou se dispersarem quando em ambiente aquoso (STAMATAKIS et al.,
1995). Muitos inibidores catiônicos são utilizados em fluidos de perfuração. Em geral,
são sais de amidas terciárias. Esses sais são de elevado custo comercial e, por isto,
geralmente, são associados aos sais de sódio, NaCl, e de potássio, KCl, que são mais
baratos (VIDAL et al., 2007).
61
3 Metodologia
Apresenta-se neste capítulo a metodologia científica utilizada no desenvolvimento
deste trabalho. Estão inclusas informações sobre instrumentos (materiais, equipamen-
tos, softwares) utilizados, interpretação de dados e formas de análise. Em primeiro lu-
gar, é apresentada a lista de aditivos que foram testados quanto ao seu caráter inibidor
ao longo dos ensaios de inchamento linear de amostras de argila bentonítica ativada.
Em seguida, são apresentados os principais equipamentos envolvidos na execução
dos ensaios. Por fim, são relacionados os procedimentos básicos dos ensaios realiza-
dos.
3.1 Escopo dos Ensaios
O presente trabalho envolve a realização de ensaios laboratoriais em triplicata no
equipamento LSM 2000 e o objetivo é comparar o desempenho de diversos compostos
inibidores de inchamento de argilas. A aquisição de dados é feita através do registro
contínuo do percentual de inchamento linear sofrido por um corpo de prova cilíndrico
de argila bentonítica submerso na solução contendo o inibidor a ser testado. Estes
ensaios tem duração de seis horas.
Os ensaios aqui desenvolvidos e apresentados acabaram ficando com escopo li-
mitado em relação às pretensões originais, tendo em vista a falta de tempo hábil para
realização de todos os testes. Entretanto, o planejamento de ensaios foi desenvolvido
e a continuação da pesquisa já está programada. Os ensaios já realizados são dis-
cutidos neste capítulo e no seguinte, durante a apresentação do desenvolvimento da
matriz de ensaios e durante a análise de resultados, respectivamente.
Para utilizar os equipamentos (LSM 2000 e LSM Compactor) visando à aquisição
de dados que seriam utilizados para comparar o desempenho de diferentes compos-
tos, foi preciso garantir a confiabilidade no seu funcionamento. Para isso foram exe-
cutados alguns ensaios em branco (envolvendo utilização de água e água destilada)
62
para checar a repetibilidade dos resultados do LSM 2000. Este tipo de procedimento
é importante na validação dos resultados e sua realização será abordada de maneira
mais detalhada no capítulo seguinte.
3.2 Materiais e Equipamentos
Esta seção apresenta a relação de materiais e equipamentos utilizados ao longo
do trabalho.
3.2.1 Materiais
Os materiais a seguir foram utilizados na preparação dos corpos de prova e na
preparação das soluções com inibidores.
3.2.1.1 Argila
Para elaborar os corpos de prova cilíndricos de argila, que foram preparados
utilizando-se o LSM Compactor, foi usada argila bentonítica ativada comercial.(Figura
27).
Figura 27: Corpo de prova cilíndrico de argila.
3.2.1.2 Inibidores de base catiônica
Foram utilizados onze inibidores de base catiônica, sendo três fornecidos pela
empresa A e oito pela empresa B, por intermédio do CENPES (Centro de Pesquisas
e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello). A empresa A ainda forneceu
um inibidor de base poliônica que acabou incluído nos ensaios (inibidor 185). A Tabela
2 apresenta uma lista dos produtos testados.
63
Tabela 2: Relação de compostos inibidores testados
3.2.2 Equipamentos
Segue a relação dos equipamentos envolvidos na metodologia de ensaio.
3.2.2.1 LSM (Linear Swell Meter) 2000 - Fann Instrument Company
Este é o principal equipamento envolvido na análise do inchamento. Na Figura
28, a fotografia da direita mostra o computador dedicado ao LSM. Nele está instalado
o software que gerencia o funcionamento do equipamento, registra os dados e apre-
senta os gráficos em tempo real. Na mesma figura, a fotografia da esquerda mostra o
equipamento em si, composto de quatro cabeças de medição que podem ser usadas
simultaneamente. Ele recebe como dado de entrada a espessura do corpo de prova
de argila que será usado. O corpo de prova é colocado em contato com o fluido a
ser avaliado e, a partir de então, começa o registro da variação da sua espessura ao
longo do tempo. Estas informações permitem calcular o inchamento linear relativo à
espessura inicial fornecida. Para efeitos de simplificação, daqui em diante o LSM 2000
será tratado no texto apenas pela sua abreviação (LSM), sem o número de modelo.
64
Figura 28: LSM 2000 - Fann Instrument Company.
3.2.2.2 Componentes do LSM
Há uma série de subcomponentes do LSM envolvidos na montagem do conjunto
de ensaio. Os principais subcomponentes são mostrados nas Figuras 29 e 30. Na Fi-
gura 29 são mostrados, da esquerda para direita: disco de acrílico (base do conjunto);
tubo de teflon (faz o acoplamento do corpo de prova com a cabeça de medição do
aparelho); tela metálica (envolve o conjunto de ensaio); grampo (une as extremidades
da tela, mantendo assim todo o conjunto unido e estável).
Figura 29: Subcomponentes do LSM 2000.
Figura 30: Recipiente de vidro que recebe o conjunto de ensaio e o fluido a ser testado
- Pyrex.
Na Figura 31, são mostrados, da esquerda para a direita: conjunto de ensaio
montado; conjunto de ensaio durante ensaio; visão geral do LSM em operação.
65
Figura 31: Componentes do LSM 2000.
3.2.2.3 LSM Compactor for LSM - Fann Instrument Company
Equipamento usado para compactar a argila e preparar os corpos cilíndricos de
prova que são usados nos ensaios de inchamento do LSM (Figura 32).
Figura 32: LSM Compactor.
3.2.2.4 Balanças analíticas
A balança A (precisão = ±0,01 g - Figura 33) foi utilizada na medição da massa de
argila usada na preparação dos corpos de prova e, também, na medição da massa
dos compostos inibidores aplicados na preparação das soluções que foram testadas.
A balança B (precisão = ±0,001 g - Figura 34) foi utilizada nas medições da massa do
corpo de prova após sua preparação e das massas do conjunto de ensaio, antes do
começo e após o final do mesmo.
66
Figura 33: Balança A - BEL electronics Mark 2200 classe II.
Figura 34: Balança B - OHAUS Adventurer.
3.2.2.5 Paquímetro
Utilizado nas medições de espessura do corpo de prova e também nas medições
de espessura do conjunto de ensaio antes e após cada ensaio. Sua precisão é de
±0,001 polegada (Figura 35).
Figura 35: Paquímetro - Aerospace.
67
3.2.3 Software
Segue breve descrição dos softwares envolvidos no trabalho.
3.2.3.1 Software de gerenciamento do LSM
A Figura 36 apresenta o computador que opera o software de gerenciamento do
LSM. Ele é dedicado exclusivamente à operação do mesmo. O software é executado
no sistema operacional Windows XP Professional. A Figura 37 mostra uma tela do
software durante um ensaio no LSM. Os ensaios podem ser realizados simultanea-
mente e podem ser iniciados a qualquer momento, não importando quanto tempo se
passou desde o começo de ensaios anteriores. Se houver dois LSM’s conectados ao
computador, o software pode coordenar a realização de até oito ensaios simultâneos.
Figura 36: Computador dedicado ao software de operação do LSM 2000.
Figura 37: Software de gerenciamento do LSM 2000 em funcionamento durante en-
saio (manual LSM 2000).
68
Os requisitos mínimos do sistema para que o software seja executado são (fonte:
manual LSM):
• Processador: Pentium 4 ou equivalente
• Memória: 256 MB (recomenda-se 512 MB ou mais)
• Disco Rígido: 20 GB (recomenda-se mais)
• Sistema Operacional: Windows XP Professional
• Entrada PCI
• 3 portas USB disponíveis
• Conexão LAN para notificações automáticas (opcional)
• Drive de leitura de CD ROM
• Monitor com resolução mínima de 1280 x 1024 pixeis
3.3 Dados
Os dados foram obtidos a partir dos ensaios de inchamento linear realizados no
LSM. O software de gerenciamento do aparelho gera gráficos de inchamento linear
(%) versus tempo (minutos) em tempo real, ao longo das seis horas de duração de
cada ensaio. Para efeito de comparação e controle destes resultados também foram
realizadas medidas manuais (com o paquímetro) das espessuras inicial e final do con-
junto de ensaio.
A coleta e controle de dados foram levados a efeito, utilizando-se um formulário
base que inclui todas as informações relevantes para identificação de cada ensaio
(data, horário, numeração, inibidor utilizado, argila utilizada, volume de solução tes-
tada, dados de entrada, resultados, etc.). O software utilizado, além de gerar os
gráficos, cria e salva arquivos de texto com todos os resultados registrados, isto é,
com todos os pares (inchamento linear, tempo) usados para construir os gráficos. Es-
tes arquivos de texto foram nomeados com os mesmos nomes dos formulários base
(Figura 38). Além disso, foram feitas fotografias ao final de cada ensaio. Elas foram ar-
mazenadas em diretórios individuais, cada um dedicado às fotografias de um mesmo
ensaio e nomeado com o mesmo nome presente no arquivo de texto e no formulário
69
base daquele ensaio. Esta padronização da nomenclatura proporciona acesso fácil e
rápido a todas as informações relativas a cada ensaio.
Figura 38: Formulário de dados base.
70
3.4 Ensaio de Inchamento de Argilas
A análise dos resultados destes ensaios é o principal objetivo deste trabalho. O
ensaio consiste em expor um corpo de prova de argila bentonítica ativada comercial à
ação do fluido cuja capacidade inibidora se deseja conhecer. A seguir, são listados e
descritos os passos mais importantes deste ensaio. O primeiro passo é a preparação
dos corpos de prova de argila.
3.4.1 Preparação dos corpos de prova
Para preparar o corpo de prova são pesados 20,0 g de argila. A argila deve ser
colocada dentro de um molde cilíndrico (ou célula compactadora - Figura 39) que será
encaixado no compactador (Figura 32) e ligado a uma câmara que receberá a pressão
gerada pelo pistão hidráulico do compactador (Figura 40). A pressão de compactação
é então aplicada e mantida constante durante todo o período de compactação. Se-
gundo as recomendações do manual do equipamento, uma pressão de 10.000 psig
(68.940 kPa) aplicada por 1,5 horas resulta em corpos de prova satisfatórios. Portanto,
este foi o procedimento adotado para a confecção dos corpos de prova.
Figura 39: Esquema representativo da célula compactadora (manual LSM 2000).
71
Figura 40: Pistão hidráulico do compactador do LSM 2000.
3.4.2 Preparação do conjunto de ensaio e medidas iniciais
Em primeiro lugar, são registradas a espessura (em polegadas) e a massa do
corpo de prova, usando respectivamente o paquímetro e a balança B. A medida de
espessura deve ser feita em triplicata, isto é, em três diferentes posições do corpo
de prova. As posições adotadas neste trabalho foram: uma medida posicionando o
paquímetro próximo à borda do cilindro, outra posicionando-o no centro do mesmo e
a terceira posicionando-o na borda oposta. A espessura final é considerada a média
aritmética das três medidas realizadas.
Em seguida, utilizando os componentes do LSM (Figura 29), é montado o conjunto
de ensaio segundo as instruções da Figura 41. O resultado é o conjunto apresentado
na Figura 31. É importante que todos os componentes estejam muito bem limpos e
secos antes da montagem.
Figura 41: Esquema de montagem do conjunto de ensaio (manual LSM 2000).
72
O próximo passo é realizar as medidas de massa e espessura do conjunto de
ensaio. A massa do conjunto é medida na balança B e a espessura no paquímetro,
novamente em triplicata, com a espessura final sendo a média aritmética das três
medidas realizadas.
O recipiente de vidro (Figura 30) que receberá o conjunto de ensaio e o fluido deve
ser lavado, secado e deixado pronto para o uso, junto ao conjunto de ensaio.
3.4.3 Preparação da solução de inibidor
Foram utilizadas soluções em água com concentração de 6 lb/bbl para o teste de
cada inibidor. O volume final das soluções foi padronizado em 250 ml, de forma que,
ao preencher o recipiente usado durante o teste, o fluido atinge uma altura suficiente
para deixar o corpo de prova totalmente submerso durante toda a duração do ensaio.
3.4.4 Realização do ensaio
Para realizar o ensaio de inchamento, deve-se ativar o LSM e seu software de
gerenciamento. No software, é escolhida qual cabeça de medição (dentre as quatro
disponíveis) será utilizada. A seguir, devem ser fornecidos ao programa os dados para
criação do arquivo de armazenamento de resultados (nome do arquivo a ser criado,
nome do ensaio e espessura inicial do corpo de prova). Para manter a organização, o
nome do arquivo de dados e o nome do ensaio correspondente sempre são idênticos.
Seguindo as instruções do manual do equipamento, o recipiente de vidro e o con-
junto de ensaio são posicionados abaixo da cabeça de medição. A cabeça deve ser
abaixada de forma que o pistão de medição dela entre em contato com o fundo do
tubo de teflon, fazendo assim o acoplamento entre o corpo de prova e o LSM. Neste
momento, a solução do inibidor que será testado deve estar pronta para ser adicionada
ao recipiente. O ensaio é iniciado através do software (O LSM começa a registrar o
inchamento linear) e, logo em seguida, a solução com inibidor deve ser adicionada
ao recipiente. As Figuras 42 e 43, retiradas do manual do aparelho, apresentam es-
quematicamente como fica o LSM após o começo do ensaio. A Figura 31 mostra
fotografias de ensaios em progresso.
73
Figura 42: Esquema de ensaio em progresso (manual LSM 2000).
Figura 43: Detalhe lateral do esquema de ensaio em progresso (manual LSM 200).
74
Antes do fim de cada ensaio, foram feitas fotografias dos conjuntos de ensaio.
Como todas as soluções de inibidores testadas são transparentes, é possível fazer
algumas observações qualitativas a respeito do corpo de prova. Ao final do tempo
estabelecido (seis horas) a cabeça de medição deve ser desativada no software e o
conjunto de ensaio deve ser removido do LSM. Antes de desmontar o conjunto deve-
se retirar o excesso de água e de argila que fica agarrada em volta do mesmo e, em
seguida, repetir as medições de massa e espessura realizadas antes do começo do
teste. Assim será possível checar as variações de massa e espessura do corpo de
prova. Finalmente, o conjunto deve ser desmontado e todos os componentes devem
ser lavados, secados e, se não forem ser utilizados novamente, guardados.
75
4 Desenvolvimento
Neste capítulo é apresentada a elaboração da matriz de ensaios e discute-se a
validação e precisão dos dados fornecidos pelas diferentes cabeças de medição do
LSM através dos resultados de alguns ensaios em branco.
4.1 Elaboração da Matriz de Ensaios
Foi discutida e elaborada uma matriz de ensaios (Tabela 3) a serem realizados no
laboratório do LENEP com vistas à avaliação das amostras de compostos inibidores
de inchamento fornecidas pelo CENPES. Estas análises fazem parte de um projeto
mais extenso (que inclui outros tipos de análise) no qual o laboratório de fluidos do
LENEP está envolvido.
76
Tabela 3: Planejamento da matriz de ensaios.
As variações nas soluções nas quais os inibidores são diluídos nas diferentes eta-
pas dos ensaios seguem as tendências observadas em trabalhos similares, nos quais
são realizados ensaios sem a presença de sais e, também, com a presença dos mes-
mos, e, além disto, ensaios em água destilada e em fluidos de perfuração de formu-
lação conhecida e ensaios em branco (com água destilada ou fluido de perfuração
"puros", ou seja, com e sem a adição dos sais, mas nunca com a presença de com-
postos inibidores) (Vidal et al. (2007);Vidal (2009)).
A intenção inicial era obter resultados abrangentes, seguindo todos os passos do
77
planejamento desenvolvido, até a formulação e teste dos fluidos de perfuração pro-
priamente ditos. Entretanto, a quantidade de amostras de inibidores que precisaram
ser testadas foi bem elevada (12 no total) e, ainda mais, os ensaios no LSM são de
longa duração (6 horas) e cada inibidor deve ser testado em triplicata. Estas razões
fizeram com que fosse possível realizar apenas parte da Etapa 01 a tempo de adquirir
resultados, organizá-los e apresentá-los de maneira apropriada neste trabalho. Os
resultados apresentados aqui abrangem os ensaios convencionais realizados com 12
compostos inibidores.
A razão de usar o papel filtro citado na Tabela 3 é impedir a saída de argila pela
tela metálica que une o conjunto de ensaio. Esta tela é vazada, e permite a saída de
argila em finos filetes quando o inchamento ocorre. Se esta extrusão for impedida,
o material, que antes se expandia e saia pela tela, teoricamente deverá continuar
se expandindo, aumentando o inchamento na direção vertical. Logo, o registro de
inchamento linear será maior e, teoricamente, mais preciso. Entretanto, há outros
aspectos envolvidos. Até que ponto a presença de um novo material no conjunto pode
retardar a passagem do fluido e prejudicar sua interação com a argila? Como não
há extrusão, não há oportunidade de fazer uma avaliação qualitativa da argila que sai
pela tela caso não haja papel filtro. Por esses motivos os dois tipos de procedimentos
estão programados. Este método não será discutido nos resultados deste trabalho,
pois, apesar de alguns testes já terem sido feitos, não há dados suficientes para que
se possa chegar a alguma conclusão válida.
4.2 Ensaios em Branco
Antes do começo da etapa 01, foi realizada uma série de ensaios apenas com
água destilada, com o objetivo de checar a repetibilidade e compatibilidade dos resul-
tados fornecidos por cada cabeça de medição do LSM. Já de início, a cabeça número
01 foi descartada dos testes, pois já havia apresentado alguns problemas durante
ensaios anteriores. Ela estava fornecendo resultados de inchamento claramente erra-
dos, da ordem de 115%, em testes com água de seis horas de duração, muito acima
dos resultados normais, que giram em torno de 35%. Além disto, era visível que o
corpo de prova não havia sequer, ao final do ensaio, se aproximado do dobro de sua
espessura inicial. Este problema, inclusive, foi um dos motivos que levou a realiza-
ção destes ensaios em branco, pois chamou atenção para a possibilidade de falta de
calibração nas cabeças.
78
Foram realizados oito ensaios em branco, três nas cabeças 02 e 04 e dois na ca-
beça 03, cada um com três horas de duração. Não foi necessária maior quantidade de
testes, pois a partir de outros testes preliminares que foram feitos com alguns inibido-
res, já se suspeitava que as cabeças 02 e 03 estivessem funcionando normalmente,
mas a cabeça 04 parecia apresentar uma ligeira diferença em relação a elas, sempre
exibindo resultados ligeiramente maiores.
Com os resultados dos ensaios em branco as suspeitas foram confirmadas. São
considerados dois agrupamentos de dados na análise. O primeiro é denominado
grupo A (dados dos cinco ensaios das cabeças 02 e 03) e o segundo é denominado
grupo B (dados dos três ensaios da cabeça 04). Na Figura 44, são apresentadas qua-
tro curvas de inchamento, duas da cabeça 02 e duas da cabeça 03. Como é possível
observar, os resultados foram satisfatórios na comparação entre as duas cabeças. A
figura foi gerada pelo software de gerenciamento do LSM, que só permite a exibição
de até quatro gráficos simultaneamente. A Tabela 4 apresenta os resultados finais de
inchamento dos oito ensaios.
Figura 44: Curvas de inchamento linear (cabeças de medição 02 e 03).
79
Tabela 4: Resultados dos ensaios em branco.
A Tabela 4 mostra que a diferença de pontos percentuais entre o menor e o maior
inchamento (LSM) do grupo A é de apenas 1,21, o que representa uma variação
relativa de 4,99% em relação à média dos ensaios do grupo A. O desvio padrão é
de 0,54 % e a razão entre ele e a média é de 2,2%. Essas variações estão em limites
aceitáveis.
A Figura 45 apresenta duas curvas de inchamento da cabeça 02 e duas da ca-
beça 04. A diferença entre as cabeças é clara, parece haver algum erro sistemático
(provavelmente na calibração) que faz com que os resultados da cabeça 04 sejam
significativamente maiores que os das demais.
Figura 45: Curvas de inchamento linear (cabeças de medição 02 e 04).
A diferença entre o menor e o maior inchamento dos ensaios dos grupos A e B
(todos os ensaios) é de 4,89 %, representando uma variação relativa de 19,18% em
relação à média dos oito ensaios. O desvio padrão, considerando os dois grupos, é de
80
1,85 %, e a razão entre ele e a média é igual a 7,24%. Comparando os valores destes
cálculos, na consideração dos dois grupos, com os valores calculados considerando
apenas o grupo A, é possível notar que a inclusão dos dados da cabeça 04 (grupo B)
provocou um aumento da variabilidade dos dados. Estes cálculos e resultados podem
ser observados na Tabela 5. Esta tabela também mostra os cálculos considerando
apenas o grupo B. Na coluna correspondente ao grupo B, também é possível observar
que a variabilidade dos próprios dados do grupo B é maior que a do grupo A.
Tabela 5: Análise estatística simples - grupos de ensaios em branco A e B.
Além disso, a diferença entre as médias dos ensaios do grupo A e do grupo B
(média B - média A = 3,32 pontos percentuais) dividida pela média do grupo A (24,25
pontos percentuais) é igual 13,7%, o que mostra que os resultados obtidos no grupo
B estão bem distantes dos resultados obtidos no grupo A. A diferença entre os dados
dos grupos A e B parece estar evidente, mas ainda é preciso mostrar que os dados
do grupo A são mais corretos. Para corroborar esta hipótese ainda se pode usar os
dados dos ensaios de número 16, 17 e 18 (um em cada cabeça), referentes ao cálculo
de inchamento via medições manuais com o paquímetro. Estes resultados não tem
dependência alguma em relação ao registro eletrônico das cabeças de medição, não
sendo, portanto, influenciados pelo fato de os testes serem realizados em diferentes
cabeças. Observando a Tabela 6 é possível notar que a média destes dados de me-
dição com paquímetro se aproxima mais da média do grupo A que da do grupo B. E
como a medida com o paquímetro é feita alguns minutos após a última medida regis-
trada pelo equipamento (cinco minutos aproximadamente) há tempo para que o corpo
de prova inche um pouco mais. Se for possível estimar este pequeno inchamento ex-
tra e retirá-lo da média das medidas com paquímetro, esta ficaria ainda mais próxima
das medidas do grupo A. O ideal no futuro é realizar um novo grupo de ensaios em
branco para acumular mais dados e melhorar esta simplificada análise estatística.
81
Tabela 6: Comparação entre dados de medida com paquímetro e dados dos grupos A
e B.
Com base nestes resultados e nos indícios dos outros ensaios preliminares não
abordados aqui, decidiu-se usar apenas as cabeças 02 e 03 durante os ensaios fu-
turos, pelo menos até que os problemas de calibração das cabeças 01 e 04 sejam
resolvidos. E com duas cabeças fora de operação, a velocidade de teste cai pela
metade, requerendo mais tempo para a realização dos ensaios programados.
82
5 Resultados e Análises
Neste capítulo são apresentados os resultados dos ensaios de inchamento linear
realizados em triplicata no LSM com cada um dos doze inibidores relacionados (Tabela
2). Em seguida, os dados são analisados quantitativamente, demonstrando quais
compostos proporcionaram os menores índices de inchamento. Também está incluída
uma comparação qualitativa que leva em consideração o estado de dispersão da argila
dentro do recipiente onde o conjunto de ensaio fica submergido durante o teste. Para
auxiliar a apresentação desta análise foram tomadas fotografias de cada teste em
seus minutos finais, de ângulos e distâncias diferentes. Por fim, avalia-se a utilidade e
precisão das medidas de VRE (variação relativa de espessura).
5.1 Desempenho dos Compostos Inibidores
Esta seção trata dos aspectos envolvidos na comparação de desempenho dos
inibidores, tanto de forma quantitativa como qualitativa.
5.1.1 Considerações iniciais
A Tabela 7 apresenta todos os dados obtidos em um total de 43 ensaios, sendo
37 com os inibidores, 5 com água destilada e 1 com água. São 37 ensaios com
inibidores, porque foram realizados quatro ensaios ao invés de três com o inibidor
EVG 363. Os 5 ensaios com água destilada são os mesmos ensaios em branco do
grupo A, apresentados e discutidos no capítulo anterior. Eles são aproveitados aqui
como parâmetro de comparação com os resultados dos ensaios com os inibidores.
O ensaio com água era um dado mais antigo, e está relacionado aqui para mostrar
que seu resultado é muito similar ao ensaio com água destilada, e, também, ser outro
parâmetro de comparação para os resultados.
83
Tabela 7: Resultados dos ensaios.
A Tabela 7 inclui três dados de inchamento. O primeiro representa o cálculo de
inchamento linear baseado na diferença das medidas de espessura do conjunto de
ensaio feitas com o paquímetro ao final do período de duração de cada ensaio (varia-
ção relativa de espessura - VRE). O cálculo é simples: basta dividir a diferença entre
a espessura final e a inicial do conjunto pela espessura inicial do corpo de prova. O
segundo dado corresponde ao inchamento linear registrado pelo LSM após seis horas
84
de ensaio (inchamento após 6 horas - I6). O terceiro quantifica o inchamento linear
registrado pelo LSM após três horas de ensaio (inchamento após 3 horas - I3). As va-
riações relativas de massa são calculadas da mesma forma que as medidas de VRE,
porém usando as medidas de massa. Alguns ensaios com água e água destilada
(ensaios 065, 012, 013 e 014) não possuem dados de massa, pois a metodologia de
aquisição ainda não havia sido bem definida quando esses testes foram executados.
Os dados de massa dos ensaios de três horas de duração não foram considerados
nas análises, pois não há dados com os quais possam ser comparados.
Por razões de economia de tempo, os 5 ensaios em branco e os 4 ensaios com
o inibidor EVG 363 foram realizados com duração de apenas três horas. Portanto, a
VRE destes ensaios deve ser comparada com o I3 correspondente, e não com o I6.
Como o LSM salva os dados dos ensaios em tempo real a cada minuto de ensaio,
foi possível recuperar os resultados de I3 para todos os demais ensaios que duraram
seis horas. Isso nos permite avaliar o desempenho do composto EVG 363 em relação
aos demais e também comparar o desempenho de cada inibidor em relação à água
destilada e à água.
A Tabela 8 condensa as informações da Tabela 7. Foram calculadas médias de
cada um dos quatro parâmetros discutidos para cada um dos fluidos testados. Por
exemplo, a média de I6 do fluido 182, na primeira linha da Tabela 8, é obtida através
do cálculo da média aritmética dos três resultados de I6 disponíveis (ensaios 059, 060
e 061 na Tabela 7). Na coluna ao lado de cada parâmetro segue o desvio padrão
associado aos dados disponíveis.
Tabela 8: Resultados condensados - média e desvio padrão.
85
A Figura 46 apresenta em um gráfico os resultados da Tabela 8. Os registros
nulos representam dados não disponíveis ou não considerados. Nela é possível per-
ceber que há uma diferença muito grande entre I6 e VRE para o inibidor EVG 366.
Isto ocorre devido a duas medidas de espessura (nos ensaios 042 e 043) que foram
provavelmente mal realizadas ou mal registradas. Em vista da coerência apresentada
nos demais ensaios, não há motivos para acreditar que as medidas estejam corretas.
Algo similar ocorre com o inibidor EVG 364, mas não é visível na Figura 46. O en-
saio número 037, correspondente a este inibidor, parece ter apresentado algum tipo
de problema. O inchamento registrado foi demasiadamente elevado em relação aos
outros dois ensaios com este inibidor (036 e 038). Algum erro na entrada de dados
ou no próprio registro do equipamento (devido a flutuações de energia) pode ter pro-
vocado o problema. Estes detalhes podem ser vistos na Tabela 7 e na Figura 47, que
apresenta as curvas de inchamento dos ensaios 036, 037 e 038, com o inibidor EVG
364.
Figura 46: Resultados - inchamento linear (VRE, I6, I3) e variação de massa (VRM).
86
Figura 47: Curvas de inchamento linear, ensaios 036, 037 e 038 - inibidor EVG 364.
Devido aos problemas explanados no parágrafo anterior, a Tabela 8 e a Figura
46 foram reconstruídas de forma que não levassem em consideração os dados com
erros. O resultado é a Tabela 9 e a Figura 48. Com a remoção dos dados com erros
os valores médios de desvio padrão caíram.
Tabela 9: Resultados condensados - média e desvio padrão.
87
Figura 48: Resultados - inchamento linear (VRE, I6, I3) e variação de massa (VRM).
5.1.2 Comparação quantitativa de desempenho
A Figura 48 mostra, pelos resultados de I6 e I3, que os inibidores que provocaram
os menores inchamentos lineares foram o 182, o 184, o EVG BA CC e o 183, respec-
tivamente, com destaque para os três primeiros, com marcas de I6 abaixo dos 30%.
O melhor desempenho foi do inibidor 182, com I6 = 27,57% e I3 = 20,87%. Também
vale ressaltar que estes quatro inibidores foram os únicos a provocar inchamentos me-
nores que os apresentados pelos ensaios com água, tanto em I6 quanto em I3. Todo
o restante da série EVG, do 363 ao 369, apresentou resultados similares de I6 e I3,
variando entre I6 = 34,13% (EVG 368) e I6 = 35,76% (EVG 364) e entre I3 = 25,54%
(EVG 363) e I3 = 26,66% (EVG 367). O inibidor 185 obteve desempenho ligeiramente
superior ao desta série (I6=33,89%), mas pode ser agrupado como pertencendo à
mesma faixa de resultados.
Todos os valores de I6 e I3 desta série (EVG 363 a 369 e inibidor 185) são su-
periores aos registrados com água destilada ou com água. Isto não é esperado, pois
os inibidores deveriam ao menos ter desempenho superior ao da água. Talvez isso
possa ser explicado pelo fato de não haver nas soluções os sais NaCl e KCl, que são
normalmente usados em conjunto com os inibidores. A adição de cloreto de potássio
e de cloreto de sódio, que deve melhorar o desempenho geral de todos os compostos
(afinal, estes sais por si só são inibidores, e o padrão na indústria é associar outros
compostos a eles para obter um desempenho ótimo), faz parte da etapa 02 da matriz
88
de ensaios, ainda não realizada. Portanto, antes de pensar em descartar o uso dos
inibidores que tiveram desempenho inferior, teremos que finalizar ao menos a etapa
02.
Para efeito de comparação, as Figuras 47 e 49 mostram as curvas de inchamento
linear do inibidor de melhor desempenho (182 - I6 = 27,57%) e do inibidor de pior
desempenho (EVG 364 - I6 = 35,76%), respectivamente. O resultado considerado
para definição de melhor e pior desempenho é o I6 da Tabela 9.
Figura 49: Curvas de inchamento linear, ensaios 059, 060 e 061 - inibidor 182 (I6 =
27,57%).
Os gráficos das curvas de inchamento dos demais ensaios podem ser encontrados
no apêndice A.
5.1.3 Comparação qualitativa de desempenho
A análise qualitativa visual ainda revelou algumas observações interessantes. Os
quatro inibidores de melhor desempenho foram também os quatro que expeliram me-
nos material argiloso através da tela metálica do conjunto de ensaio (Figura 50).
89
A) B)
C) D)
Figura 50: Fotografias de fim de ensaio - inibidores A) 182; B) 183; C) 184; D) EVG
BA CC.
Os inibidores da série entre EVG 363 até EVG 369 apresentaram comportamento
qualitativo similar entre si, expelindo considerável quantidade de argila através da tela
metálica. Entretanto, a argila expelida se manteve firme e consistente, isto é, não se
desconstituiu e nem se depositou no fundo do recipiente, mantendo a solução com
aspecto límpido (Figura 51).
90
A) B)
C) D)
E) F)
G)
Figura 51: Fotografias de fim de ensaio - inibidores: A) EVG 363; B) EVG 364; C) EVG
365; D) EVG 366; E) EVG 367; F) EVG 368; G) EVG 369.
O inibidor 185 também expeliu argila através da tela, mas, diferentemente dos an-
teriores, o material expelido não se manteve firme, foi se quebrando e se depositando
no fundo do recipiente (Figura 52). Entretanto, o material expelido não se esfacelou
e se dispersou na solução, ou seja, não turvou a mesma (enquanto ela estava em
91
repouso). Comparando o processo de retirada e lavagem dos componentes dos en-
saios do inibidor 185 com os ensaios da série EVG, foi possível notar que o material
expelido pela série EVG se manteve mais estável, mesmo ao agitar a solução e ao
despejá-la na pia. O material expelido nos ensaios com o inibidor 185 decompunha-
se e espalhava-se facilmente pela solução, mesmo com baixa intensidade de agitação
da mesma.
Figura 52: Fotografias de fim de ensaio - inibidor 185.
A Figura 53 mostra os resultados produzidos nos ensaios com água destilada.
A água do recipiente fica turva com a argila expelida e dispersada. Também não é
possível ver os filetes de argila individualizados saindo pela tela como nos ensaios
com os inibidores. O material já é expelido de maneira bem instável e se aglomera
como uma “lama” em torno da tela metálica. Apesar dos inibidores da série EVG
(exceto o BA CC) e do 185 terem registrado percentuais de inchamento linear um
pouco maiores que o da água destilada, eles mantiveram a argila mais estável, sem
que ela se dispersasse na solução.
Figura 53: Fotografias de fim de ensaio - água.
5.1.4 Análise de VRM
A variação de massa do conjunto de ensaio é influenciada por dois fatores princi-
pais. O primeiro é a massa de água absorvida pelo corpo de prova, fator que contribui
92
para o aumento da massa do conjunto de ensaio. O segundo é o material argiloso
expelido através da tela metálica, fator que contribui para a diminuição da massa do
conjunto de ensaio. A medição de VRM não pode diferenciar esses dois fatores e mos-
tra apenas o resultado final do balanço entre eles. Observando a Figura 48, é possível
notar uma tendência dos inibidores de melhor desempenho (menor inchamento linear)
a apresentarem maiores valores de VRM.
5.2 Qualidade dos Dados de VRE
Como pode ser observado na Figura 48, os dados de VRE (losangos azuis) acom-
panham razoavelmente os dados de I6 (quadrados vermelhos) ou I3 (para os ensaios
com EVG 363 e água destilada - triângulos verdes), mas são quase todos um pouco
maiores, exceto o do inibidor EVG 366. Esta diferença no 366 deve ter ocorrido devido
ao fato de apenas uma das medidas de VRE, de um dos ensaios deste inibidor, ter
sido considerada (não foi possível calcular uma média). A Tabela 10 apresenta uma
análise de erro das diferenças entre os tipos de medida. Na primeira coluna estão
registrados os valores de VRE, na segunda o valor correspondente de I6 ou I3, e na
terceira coluna o erro relativo da medida de VRE em relação à de I6 ou I3.
Tabela 10: Erro das medidas de VRE em relação a I6 e I3.
*Nos ensaios com água destilada e com EVG 363 a duração foi de 3 horas, então os valores compara-
dos no cálculo do erro são o VRE medido no fim do ensaio (após 3 horas de exposição) e o I3 do fim
do ensaio (também após 3 horas de exposição).
O erro médio é baixo, mas há casos onde ele fica próximo da barreira dos 5,0 %.
93
Com base nesta análise é prematuro afirmar que essas medições possam ser usadas
como fator único de comparação de desempenho de inibidores. Entretanto, a medida
de VRE pode ser usada como fator de controle das medidas do LSM. Por exemplo, se
forem realizados diversos ensaios com o mesmo fluido e um deles fornecer resultado
com diferença relativa de mais de 10% em relação aos outros, enquanto o VRE dele
se mantém no mesmo patamar dos demais, é provável que haja erros de registro por
parte do LSM. O LSM é preciso, mas também é sensível, então podem ocorrer erros
se não forem tomados os devidos cuidados.
94
6 Conclusões
Apresenta-se nesta capítulo as conclusões e sugestões para trabalhos futuros.
6.1 Conclusões
Comparando os dados quantitativos de inchamento linear, destacaram-se quatro
inibidores com desempenho razoavelmente superior aos demais: compostos 182, 183,
184 e EVG BA CC. A avaliação qualitativa através do acompanhamento visual dos
ensaios (aqui representada nas fotografias selecionadas) revelou que estes mesmos
compostos foram os que expeliram menos material argiloso através da tela metálica
do conjunto de ensaio, retendo praticamente toda a massa original do corpo de prova
no interior da tela.
Os demais compostos (série EVG 363-369 e composto 185) não apresentaram
desempenho comparável quanto à porcentagem de inchamento linear (os resultados
foram maiores até que os dos ensaios com água destilada), mas ao menos conse-
guiram evitar que o material argiloso expelido se desestabilizasse com facilidade e se
dispersasse na solução. Espera-se que, ao realizar os ensaios futuros, com salmoura
e com fluidos de perfuração, os compostos citados ao início do parágrafo tenham de-
sempenho aprimorado devido à ação conjunta dos sais (KCl e NaCl). Por esta razão,
estes produtos não devem ser desconsiderados apenas por causa deste desempenho
inferior nos ensaios com solução em água. Ainda assim, como os outros quatro (182,
183, 184 e EVG BA CC), sem o auxílio dos sais, já obtiveram melhor desempenho, é
de se esperar que se mostrem ainda melhores nos próximos testes.
A análise de erro, feita com as medidas de VRE, mostrou que o erro em relação
aos dados de I6 (e I3 em alguns casos) não foi muito elevado (2,91% em média) e foi
sistemático, ou seja, as medidas de VRE foram sempre maiores que as medidas do
LSM. Um hipótese que justifica esse comportamento é a diferença de tempo entre o
último registro do LSM e a medida com o paquímetro. Essa diferença permite que o
95
corpo de prova inche um pouco mais antes da medição de VRE. Este erro sistemá-
tico e o fato de esta não ser uma medida padronizada fazem com que seu uso como
único parâmetro de comparação não seja recomendado. Entretanto, o LSM é sensí-
vel, então muitas situações podem provocar erros se não forem tomados os devidos
cuidados. Portanto, é válido usar a medida de VRE como ferramenta de controle sobre
a qualidade das medidas do LSM.
96
6.2 Sugestões Para Trabalhos Futuros
1. A variação da espécie de argila usada para confeccionar os corpos de prova
pode revelar diferenças de desempenho consideráveis, fazendo com que alguns
dos inibidores que obtiveram baixo desempenho com a argila usada neste tra-
balho melhorem quando interagirem com uma nova espécie. Portanto, novos
projetos que envolvam o uso de novas argilas representam um caminho interes-
sante a ser seguido.
2. Ao longo do texto, foi abordada a presença e ausência de sais e suas possíveis
variações de concentração. Também seria interessante variar as concentrações
dos inibidores, selecionando diferentes combinações de concentração de sais
e inibidores. Essas variações permitirão a identificação das concentrações que
fornecem o melhor desempenho.
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Referências
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100
EXTRA
101
APÊNDICE A -- Curvas de Inchamento Linear
Registradas no LSM 2000
Apresenta-se neste apêndice todas as curvas de inchamento linear geradas a par-
tir do software de gerenciamento de ensaios do LSM 2000 ao longo do trabalho.
A.1 Grupo 01 - Inibidores de Desempenho Superior
Figura 54: Inibidor 182.
102
Figura 55: Inibidor 183.
Figura 56: Inibidor 184.
Figura 57: Inibidor EVG BA CC.
103
A.2 Grupo 02 - Inibidores de Desempenho Inferior
Figura 58: Inibidor 185.
Figura 59: Inibidor EVG 363.
104
Figura 60: Inibidor EVG 364.
Figura 61: Inibidor EVG 365.
Figura 62: Inibidor EVG 366.
105
Figura 63: Inibidor EVG 367.
Figura 64: Inibidor EVG 368.
Figura 65: Inibidor EVG 369.
