INVESTIGATION OF THE RHEOLOGICAL PROPERTIES OF MICROEMULSION WATER-BASED DRILLING FLUID
REGISTRO DOI: 10.5281/zenodo.10433711
Ingrid de Carvalho Follone [1]
Anderson Marciel Pereira de Sales [2]
Camila Renata Fernandes Oliveira [3]
Ruza Gabriela Medeiros de Araújo Macedo [4]
Diego Angelo de Araújo Gomes [5]
Geraldine Angélica Silva da Nóbrega [6]
Resumo
Com o objetivo de analisar a formulação de fluido de perfuração base água, foi investigada a presença de sistema microemulsionado, usando como fase aquosa, água destilada e solução de água destilada:glicerol,; TWN 80 como tensoativo não iônico e óleo de pinho como fase orgânica. As regiões de microemulsão óleo em água foram determinadas por titulação. As misturas ternárias e pseudoternárias apresentaram região isotrópica rica em água. Além do sistema microemulsionado os fluidos de perfuração apresentaram em sua composição alguns aditivos como: bentonita, CMC, HPA e NaCl. Os resultados da reologia mostraram o comportamento de fluxo de para os fluidos formulados em que o comportamento característico do modelo de Bingham foi identificado. Essa característica é muito importante para fluidos de perfuração, já que fluidos pseudoplásticos apresentam uma redução na viscosidade com o aumento da vazão (taxa de cisalhamento), facilitando assim o escoamento durante a perfuração. O fluido com a presença de glicerol apresentou um reboco mais espesso e menor perda de filtrado. Ambos os fluidos necessitam de uma correção do pH para que se tornem mais básicos.
Palavras-chave: fluidos de perfuração microemulsionados, reologia, perda de filtrado, fluido não-newtoniano.
1. INTRODUÇÃO
De acordo com Agwu et al. (2015), não há registro de nenhum poço perfurado sem o uso de lama de perfuração. Os fluidos de perfuração podem ser divididos em fluidos de perfuração à base de água, fluidos de perfuração à base de óleo e fluidos de perfuração à base de sintéticos. Na prática, os fluidos de perfuração à base de água sempre dominaram, tanto por razões ambientais como de custo. Os principais constituintes dos fluidos de perfuração à base de água são bentonita, água, vários aditivos e materiais de ponderação. Variando as proporções dos diferentes materiais e selecionando aditivos apropriados para fluidos de perfuração, os requisitos de diferentes operações de perfuração podem ser atendidos (CHANG, 2019). No entanto, para que o fluido de perfuração desempenhe funções significativas, tais como: 1) remover cascalhos do fundo dos poços e transportá-los para a superfície, 2) lubrificar e resfriar brocas e colunas de perfuração. 3) criação de uma torta de filtro fina com baixa permeabilidade para vedar poros de formação rochosa em poços, 4) evitar a entrada de fluido de formação nos poços, fornecendo pressão hidrostática, e 5) reduzir o coeficiente de atrito entre o furo e a coluna de perfuração (CHERAGHIAN, 2021). Para compor todas essas funções é necessário conhecer a reologia do fluido. A reologia é essencialmente o estudo do fluxo de fluidos e da deformação (ORODU et al., 2018). As propriedades dos fluidos incluem força gel, viscosidade plástica, limite de escoamento e viscosidade aparente. O rastreamento das propriedades reológicas do fluido sob condições de fundo de poço é um fator primordial sobre o qual repousa o sucesso ou o fracasso da operação de perfuração do poço. Segundo Curbelo et al. (2021), os fluidos de perfuração baseados em sistemas microemulsionados parecem viáveis pela sua alta lubricidade, estabilidade, baixo custo e formação de uma torta de filtro fina com características agregadas pela microemulsão. Hayes et al. (1977) descrevem um fluido de perfuração microemulsionado do tipo água em óleo com uma ampla faixa de tolerância à salinidade, boa resistência ao gel e características de baixa perda de filtrado. Outros pesquisadores estudaram a viabilidade do uso desses fluidos (QUINTERO et al.2013; GARNICA et al., 2020). Neste contexto, esse trabalho teve por objetivo a análise da influência de tensoativo não iônico na formulação de fluido de perfuração microemulsionado do tipo água em óleo (A/O) bem como as propriedades reológicas, perda de filtrado e permeabilidade da torta.
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1. Fluido de perfuração
Fluidos de perfuração são definidos como qualquer fluido que percorre a coluna de perfuração, retornando pelo espaço anular durante a operação de perfuração de um poço e que seja capaz de garantir resfriamento, limpeza e lubrificação da broca, carreamento de cascalhos gerados durante a operação e sua suspensão quando em repouso, estabilizar as paredes do poço, controlar influxos de fluidos como kicks e blowouts (CHERAGHIAN, 2021). Para que a perfuração de um poço seja efetiva, é necessário que o fluido de perfuração utilizado atenda as necessidades requeridas de reologia (AGWU et al, 2021).
2.1.1. Classificação
Os fluidos são classificados de acordo com sua fase contínua, sendo divididos em fluidos aquosos, fluidos não aquosos e sistemas pneumáticos. Fluidos aquosos apresentam água, salmoura ou outra solução aquosa como fase dispersante, fluidos não aquosos possuem como fase dispersante uma fase orgânica como óleos vegetais e sistemas pneumáticos utilizam ar ou gás em alta velocidade para permitir a remoção de cascalhos (DARLEY & GRAY, 2017).
Sistemas pneumáticos ou fluidos gasosos são consideravelmente caros e utilizados em perfurações onshore, possuem baixa densidade e são recomendados para poços com pressões muito baixas ou suscetíveis a danos. Quatro fases gasosas diferentes podem ser utilizadas: ar ou gás seco, névoa, espuma e espuma estabilizada (THOMAS, 2001).
Fluidos não aquosos tendem a garantir um alto grau de lubricidade, inibição do inchamento da argila, resistência a altas temperaturas, pressão e contaminantes encontrados na perfuração como o H2S e capacidade de serem reutilizados, compensando seu custo mais elevado. No entanto, devido ao impacto ambiental causado por esses fluidos, os custos atrelados ao seu uso e transporte na perfuração se tornam mais consideráveis (GONÇALVES, 2018).
Os fluidos formulados com fases aquosas são os mais comumente utilizados, fáceis de produzir, ambientalmente sustentáveis e com preços consideravelmente inferiores aos não aquosos (IKRAM et al., 2021). Tipicamente são classificados em fluidos não-inibidos, utilizados em baixas profundidades quando a formação não interage com a água; inibidos, quando há risco das rochas interagirem física ou quimicamente com a formação; e fluidos poliméricos que apresentam polímeros em suas formulações e possuem inúmeras aplicações distintas (AMOCO, 2000; THOMAS, 2001).
Soluções aquosas de glicerina são utilizados em fluidos de perfuração visando promover uma melhor estabilidade de formações sensíveis a água e prevenir a formação de hidratos, além de garantir uma redução da perda de filtrado e menor tempo de estabilização do reboco formado (MALAGRESI et. al., 2018; CELINO et al., 2022).
Com a análise de reologia dos fluidos de perfuração ainda podem ser classificados de acordo com o comportamento apresentado pelo fluido em três formas:
- Fluidos pseudoplásticos: quando a viscosidade aparente decresce conforme a taxa de cisalhamento cresce (n<1), tornando-se mais finos quando sujeitos a tensões cisalhantes;
- Fluido dilatantes: a viscosidade aparente destes fluidos cresce conforme a taxa de cisalhamento cresce (n>1), tornando-se mais espessos quando sujeitos a tensões de cisalhantes;
- Plástico de Bingham: fluidos que apresentam uma relação linear entre a tensão de cisalhamento e a taxa de deformação. Os fluidos de perfuração são exemplos de plástico de Bingham.
2.1.2. Aditivos de fluidos aquosos
Os aditivos atuam como melhoradores das propriedades exigidas pelo American Petroleum Institute (API) em seus testes padrões como o reológico, determinação do pH, a densidade, filtrado, reboco entre outros. Esses aditivos podem ser classificados como viscosificantes, adensantes, redutores de filtrado e de viscosidade, emulsificante e entre outros (CAENN & CHILLINGAR,1996).
A bentonita é uma argila pertencente ao grupo esmectita, atua como o aditivo natural mais comum, é capaz de absorver uma grande quantidade de água, viscosificante reduzindo a quantidade de fluido infiltrado na rocha, estabilizando a parede do poço (GRIM, 1962; OHRDORF et al., 2011). Outros aditivo comum em fluido de perfuração é o Carboximetilcelulose (CMC), classificado como aditivo natural modificado, considerado viscosificante, estabilizador de emulsões redutor de filtrado e resistente à altas temperaturas (BENCHABANE & BEKKOUR, 2008; HUGHES et al., 1993; DOLZ et al., 2007).
2.2. Microemulsão
Microemulsões são misturas termodinamicamente estáveis, isotrópicas e transparentes compostas por gotículas com diâmetro inferior a 100 nm, constituídas pela mistura de uma fase aquosa, fase oleosa e um agente tensoativo (CARVALHO et al., 2019). Um cotensoativo pode ser adicionado à mistura para reduzir o tamanho das micelas e as forças de repulsão entre as moléculas do tensoativo, garantindo uma microemulsão mais estável (RAHMAN, 2017; NAZAR, 2018).
Tensoativos não iônicos são compostos que apresentam afinidade tanto por estruturas polares como apolares devido a sua natureza anfifílica, possuindo caráter hidrofílico e lipofílico, como apresentado na Figura 1. Devido a essa natureza, quando eles entram em contato com substâncias imiscíveis, como óleo e água, gera uma espécie de filme ordenado sobre a interface dos líquidos formando micelas, reduzindo assim a tensão superficial e gerando um sistema monofásico (DALTIN, 2011).
Figura 1. Representação esquemática da molécula de tensoativo. (DALTIN, 2011)
As micelas formadas em um sistema microemulsionado podem ser de dois tipos, diretas ou inversas, dependendo da interação que ocorre do tensoativo com as outras fases do sistema. As micelas diretas ocorrem em microemulsões de óleo em água (O/A), ou seja, quando a região lipofílica da molécula envolve as micelas da fase oleosa. Já as micelas inversas indicam a situação oposta, quando a região hidrofílica envolve as micelas da fase aquosa, caracterizando a microemulsão água em óleo (A/O) (GONÇALVES, 2018). Esses dois comportamentos são apresentados na Figura 2.
Figura 2. Comportamento de sistemas microemulsionados. (DALTIN, 2011)
A relação entre a fase hidrofílica e lipofílica de um tensoativo é denominado de balanço hidrofílico lipofílico (BHL). Tensoativos com baixo valor de BHL, entre 3 a 6, possuem maior afinidade com fases oleosas e tendem a formar microemulsão O/A, já tensoativos de alto BHL, por volta de 8 a 18, possuem maior afinidade com a fase aquosa favorecendo microemulsão A/O. Tensoativos com BHL superior a 20 necessitam da ação de um cotensoativo para reduzir o valor do BHL e favorecer a formação de microemulsão (DALTIN, 2011).
O diagrama ternário, apresentado na Figura 3 representa graficamente sistemas ternários microemulsionados, cada vértice indica uma substância pura, as laterais do triângulo descrevem misturas binárias, enquanto qualquer ponto interno do diagrama representa uma mistura ternária com proporções constantes de água, óleo e tensoativo (NÓBREGA, 2007; MA et al., 2015).
Figura 3. Exemplo de diagrama ternário. (DALTIN, 2011)
2.2.1. Fluido de perfuração à base de microemulsão
Fluidos à base de microemulsão O/A com argila em sua composição, possuem baixa resistividade elétrica, pouca perda de filtrado e satisfatória estabilidade, cumprindo com as exigências características de um fluido de perfuração (CURBELO et al., 2022). Apresentando uma possibilidade para fluidos ecológicos com força gel e viscosidade dentro dos parâmetros aceitáveis (SOUSA et.al., 2016).
3. MATERIAIS E MÉTODOS
3.1. Materiais
Os materiais utilizados para obtenção do sistema microemulsionado e formulação dos fluidos foram: cloreto de sódio- NaCl (Synth), éster etoxilado- TWN 80 (Synth), óleo de pinho- OP (Casa dos Químicos), bentonita ativada (comercial), carboximetilcelulose- CMC (Synth), amido HP (HPA), glicerol (Perfil tech) descritos na Tabela 1.
Tabela 1. Reagentes (Autoria Própria)
| Reagente | Descrição |
| Água destilada | Fase aquosa |
| Glicerol | Fase aquosa/Dispersante |
| Óleo de Pinho | Fase oleosa |
| TWN 80 | Tensoativo |
| Bentonita | Controle de filtrado |
| CMC | Viscosificante e redutor de filtrado |
| HPA | Redutor de filtrado |
| NaCl | Inibidor de formação ativa |
3.2. Métodos analíticos
Os métodos e equipamentos utilizados para a formulação dos fluidos e sua caracterização de perfuração são apresentados na Tabela 2.
Tabela 2. Métodos analíticos e equipamentos utilizados no estudo (Autoria Própria)
| Parâmetro | Aparelho | Faixa | Fabricante/Modelo |
| Pesagem | Balança analítica | 0,01-220g | 5HI-AUW 220D |
| Mistura | Agitador mecânico | 1/3Hp | Hamilton Beach/HMD 200 |
| Reologia | Reômetro | 115V,60Hz,90W | Fann V.G.Hetter/35A |
| Volume de filtrado | Filtro prensa | Filtro prensa API |
3.3. Métodos experimentais
3.3.1. Formulação dos fluidos de perfuração
A formulação do fluido de perfuração deve ser conduzida com a adição sucessiva dos componentes ao copo de metal e misturados com o auxílio do agitador mecânico Hamilton Beach, em rotação constante. Após a preparação do fluido, este foi mantido em repouso durante 24h e, em seguida, os parâmetros reológicos foram medidos (AL-YASIRIA, 2019). As formulações estudadas estão descritas na Tabela 3.
Tabela 3. Dados da formulação do fluido. (Autoria própria)
| Água (mL) | Glicerol (mL) | NaCl (g) | TWN 80 (mL) | OP (mL) | Bentonita (g) | CMC (g) | HPA (g) | |
| F1 | 490 | 0 | 50 | 5 | 5 | 35 | 1,8 | 2,85 |
| F2 | 294 | 196 | 50 | 5 | 5 | 35 | 1,8 | 2,85 |
3.3.2. Teste de reologia
A partir dos testes reológicos foi possível determinar a viscosidade plástica, a qual indica a resistência do fluido ao fluxo (DAVOODI et al., 2018). A viscosidade aparente, que representa a viscosidade do fluido em uma taxa de cisalhamento ( HUNG et al., 2019). Já a força gel final e inicial, determinará a capacidade do fluido de suspender os fragmentos e cascalhos durante sua circulação no poço (AGWU et al., 2021).
Os testes reológicos foram realizados no viscosímetro Fann V.G Metter modelo 35A seguindo as normas API 13B-1 2017 e API 13B-2 2014 de viscosidade para medir a viscosidade aparente e plástica, limite de escoamento, medidas de gel final e inicial dos fluidos. As velocidades de rotação utilizadas foram 600, 300, 200, 100, 6 e 3 rpm, obtidos através das Equações 1 e 2 (SIDDIG et al., 2020).
3.3.3 Densidade do fluido
O estudo da densidade do fluido foi desenvolvido através de uma balança densimétrica 140.Para isso, o fluido foi depositado até preencher completamente o recipiente da balança, devidamente alocada na horizontal, em uma superfície lisa e nivelada. Após o copo devidamente tampado e limpo, o recipiente é colocado na estrutura e o cursor é ajustado até que a bolha do nível fique na posição central. O peso do fluido é medido no lado do cursor que estiver mais próximo do copo.
Por fim, a densidade do fluido é determinada dividindo o peso encontrado na balança pelo volume do copo utilizado.
3.3.4. Determinação do pH do fluido
O pH do filtrado foi determinado através da leitura com um pHmetro devidamente calibrado, o eletrodo é submergido no fluido, esperando a calibração da leitura.
Um pH aceitável para um fluido de perfuração deve ser na faixa de 9,0. Caso esteja abaixo do valor recomendado o fluido torna-se ácido, causando problemas ao meio ambiente e corrosão nos equipamentos de perfuração. E, caso esteja em valores inferiores, é recomendado adicionar hidróxido de sódio (NaOH) até que atinja a faixa preferível.
3.3.5. Volume do filtrado
Após o teste de reologia, fez-se o teste de filtrado o qual é capaz de simular a permeabilidade do reboco (torta de lama) e de líquido de fluido que passa para as formações adjacentes, utilizou-se o filtro prensa API pressurizado, seguindo a norma API RP 13B-1. O fluido foi previamente agitado e submetido a uma pressão de 100 psi, com o ar comprimido a 28 ºC durante 30 minutos. O filtrado foi coletado em um béquer, sendo possível analisar a variação do volume com o tempo.
3.3.5.1. Espessura e permeabilidade do reboco
A espessura da torta de filtrado foi obtida com precisão com o auxílio de uma régua. Já para determinar a permeabilidade do reboco formado utilizou-se a equação da Lei de Darcy, como descrito na Equação 3.
Sendo:
3.3.6. Viscosidade do filtrado
A viscosidade do filtrado foi determinada através de um viscosímetro capilar Cannon-Fenske. Este método utiliza a força da gravidade. Basicamente o método consiste em medir o tempo de escoamento do filtrado por um capilar. O experimento deve ser realizado em triplicata. A viscosidade do filtrado é determinada pela equação de Poiseuille apresentado na Equação 4, que relaciona a viscosidade entre dois fluidos distintos. A viscosidade da água foi utilizada para determinar a viscosidade do filtrado.
Sendo:
η: Viscosidade do fluido (cp);
ρ: massa específica do fluido (g/mL);
t: Tempo de escoamento (s).
O índice 1 corresponde ao fluido a ser analisado e o fluido 2 corresponde ao fluido de calibração.
4 . RESULTADOS E DISCUSSÕES
4.1. Fluidos de perfuração
Após o repouso de 24 horas, o fluido apresentou um bom inchamento de argila, estabilidade e fluidez considerável, os fluidos desenvolvidos são apresentados na Figura 4.
Figura 4. Fluidos de perfuração preparados. (Autoria própria)
4.1. Análise reológica
Os resultados do ensaio reológico fornecem por meio de leituras de 6 velocidades obtidas com o viscosímetro são usados para determinar os valores de tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento, parâmetros fundamentais para a determinação do tipo de fluido ao qual foi formulado. Estes dados são mostrados na Tabela 4.
Tabela 4. Dados reológicos de taxa de cisalhamento e tensão de cisalhamento. (Autoria Própria)
| F1 | F2 | ||||
| g | t | q | g | t | q |
| 5,11 | 0,5 | 1 | 5,11 | 0,51 | 1 |
| 10,22 | 0,5 | 1 | 10,22 | 0,51 | 1 |
| 170,30 | 1,5 | 3 | 170,30 | 3,57 | 7 |
| 340,60 | 2,6 | 5 | 340,60 | 7,14 | 14 |
| 510,90 | 3,6 | 7 | 510,90 | 10,71 | 21 |
A relação entre a tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento define o comportamento reológico dos fluidos. Todo fluido, cuja relação entre a tensão e a taxa não é constante, é denominado de não-newtoniano. A tabela 5 mostra os parâmetros do modelo plástico de Bingham e do modelo de Herschell-Buckley. É possível observar comportamento pseudoplástico com limite de escoamento inicial nos fluidos, que melhor se adapta ao modelo Bingham.
Tabela 5. Parâmetros reológicos e parâmetros do modelo plástico de Bingham e do modelo de Herschell-Buckley. (Autoria própria)
| Bingham | Herschell-Buckley | |||||||
| VA (cP) | VP (cP) | LE (N/m2) | G0 e GF(N/m2) | n | R2 | n | R2 | |
| F1 | 6,5 | 6 | 1 | 1 | 0,006 | 0,9908 | 0,4468 | 0,8671 |
| F2 | 21,5 | 21 | 1 | 1 | 0,0211 | 0,9902 | 0,7159 | 0,9978 |
De acordo com os resultados, os fluidos foram classificados como pseudoplásticos, pois 0<n<1. Em resultados de reologia dos fluidos, foram determinados os valores de viscosidade aparente (VA), viscosidade plástica (VP), limite de escoamento (LE), gel inicial (G0) e gel final (GF), mensurados na Tabela 5.
O fluido 2 apresentou maiores valores de viscosidade aparente e viscosidade plástica, indicando possuir ter uma maior resistência interna, requerendo uma maior energia para iniciar o escoamento. Tal comportamento pode ser associado à presença da glicerina na sua composição.
4.2. Volume do filtrado e permeabilidade do reboco
A Tabela 6 apresenta os dados obtidos no teste de filtrado para os fluidos 1 e 2. A permeabilidade do filtrado foi obtida através da Equação 3, em milidarcy (mD).
Tabela 6. Dados do teste de filtrado.(Autoria própria)
| F1 | F2 | |
| Volume de filtrado (cm³) | 9,20 | 7,90 |
| 0,50 | 1,00 | |
| Viscosidade Filtrado (cP) | 1,42 | 8,65 |
| k (mD) | 5,85E-04 | 6,12E-03 |
A Figura 5 indica os rebocos obtidos. Os rebocos tiveram espessuras de 0,50 e 1 mm. Com valores da permeabilidade favoráveis para a operação de perfuração, pois representam uma baixa perda de filtrado.
Figura 5. Reboco formado dos fluidos de perfuração. (Autoria própria)
Os rebocos formaram uma fina camada, capaz de impermeabilizar a rocha em contato com a sonda de perfuração, facilitando a adesão do cimento na etapa de cimentação, corroborando para a segurança da sonda.
4.3. Determinação do pH e densidade do fluido
Com o pHmetro foram obtidos os pH dos dois fluidos preparados. Os valores foram mensurados na Tabela 7.
Tabela 7. Valores de pH dos fluidos. (Autoria própria)
| F1 | F2 | |
| pH | 8,23 | 6,95 |
O fluido 2 possui valor de pH neutro, enquanto o fluido 1 possui pH alcalino, ambos apresentam um baixo potencial de corrosão para as ferramentas de perfuração do poço.
5. CONCLUSÃO/CONSIDERAÇÕES FINAIS
Os testes reológicos apresentam os fluidos com comportamento não newtoniano do tipo pseudoplástico. O fluido 2 apresentou uma maior viscosidade, tanto plástica quanto aparente, possibilitando o maior carreamento dos cascalhos do poço.
A presença do glicerol na formulação do fluido demonstra uma melhora para a perda de filtrado e para o aumento da espessura do reboco. Os fluidos apresentam valores de pH inferiores a faixa recomendada, é necessário a adição de hidróxido de sódio (NaOH) para que se atinja um fluido básico com pH próximo a 9.0.
O trabalho apresenta resultados satisfatórios para o fluido à base de microemulsão O/A com glicerol em sua composição, sugere-se a correção do pH e a realização de novos experimentos com diferentes concentrações de glicerol.
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[1] Discente do Curso Superior de Engenharia Química da Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Campus Mossoró, e-mail: ingridfollone@msn.com
[2] Discente do Curso Superior de Engenharia Química da Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Campus Mossoró, e-mail: anderson16042001@gmail.com
[3] Discente do Curso Superior de Engenharia Química da Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Campus Mossoró, e-mail: camilarfoliveir@gmail.com
[4] Docente do Curso Superior de Engenharia Química da Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Campus Mossoró, e-mail: ruzamacedo@gmail.com
[5] Docente do Curso Técnico em Petróleo e Gás do Instituto Federal do Rio Grande do Norte, Campus Mossoró, e-mail: diego.gomes@ifrn.edu.br
[6] Docente do Curso Superior de Engenharia Química da Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Campus Mossoró, e-mail: geraldinenobrega@ufersa.edu.br