Classificação dos fluidos de perfuração

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Baseando-se no constituinte principal da fase contínua ou dispersante dos fluidos de perfuração, é feita uma classificação em fluidos à base de água, à base de óleo e à base de ar ou gás.

Fluidos à base de água

A água é a principal fase contínua e principal componente, podendo ser doce (salinidade < 1000 ppm NaCl equivalente), salgada (salinidade > 1000 ppm NaCl equivalente) ou dura (sais de cálcio e magnésio dissolvidas). Dessa forma, partículas sólidas podem ficar suspensas em água ou salmouras e o óleo emulsionado em água. Os referidos sólidos consistem em argilas e coloides orgânicos adicionados para conferir propriedades de filtração e viscosidade, em minérios pesados (geralmente barita, adicionada para aumento de densidade quando necessário) e em sólidos provenientes da formação, que se dispersam na lama durante o processo de perfuração.

Essas partículas sólidas podem ser convenientemente divididas para desempenhar diferentes papéis. São os coloides, por exemplo, que conferem propriedades de filtração e viscosidade e são de cerca de 0,005 – 1 mícron. Já o silte e barita (1 – 50 micras), algumas vezes chamados sólidos inertes, aumentam a densidade e, excetuando esta característica, são prejudiciais, enquanto a areia (50 – 420 micras) corresponde ao grupo de partículas sólidas indesejáveis pelo seu caráter abrasivo, embora sejam capazes de obturar grandes poros em determinadas formações.

Os produtos químicos a serem adicionados aos fluidos podem ser dispersantes, redutores de filtrado (amido, por exemplo), controladores de pH, floculantes, surfactantes, inibidores de formações ativas, entre outros mais específicos como anticorrosivos e antiespumantes.

Pode-se dizer que a principal função da água é prover o meio de dispersão para os materiais anteriormente citados para lhe conferir uma boa taxa de remoção de cascalhos e capacidade de estabilização das paredes do poço. Contudo, cabe aos responsáveis pelo projeto de perfuração considerar disponibilidade, custo de transporte e de tratamento da água, quais produtos químicos irão compor a mistura e quais equipamentos e técnicas serão posteriormente utilizados para avaliar

as formações contatadas pelo fluido.

Exemplo de aplicação para situações especiais: fluidos à base de água emulsionados com óleo são usados para redução de densidade e evitar perdas de circulação em zonas de baixa pressão; e fluidos com baixo teor de sólidos são usados para aumentar a taxa de penetração da broca e, consequentemente, o custo total do programa de perfuração.

Fluidos à base de óleo

Nestes, as partículas sólidas ficam suspensas em óleo e a água ou salmoura é emulsionada no mesmo, isto é, a fase contínua é o óleo. As emulsões podem ser água/óleo (teor de água < 10%) ou inversas (teor de água de 10 a 45%). Suas principais características são: baixa taxa de corrosão, alta lubricidade, amplo intervalo de variação de densidade e elevado grau de inibição em relação às rochas ativas. Devido a isso, esse tipo de fluido tem apresentado resultados excelentes em poços HPHT e direcionais, em formações de folhelhos argilosos e formações com baixa pressão de poro ou de fratura.

As desvantagens dos fluidos à base de óleo residem na dificuldade de detecção de gás de poço devido à sua solubilidade, nas menores taxas de penetração e de perfis executados, nos maiores graus de poluição e custo inicial, além do combate à perda de circulação. Portanto, eles são aplicados com menor frequência do que os de base água. Vale ressaltar atualmente existem sistemas mais eficientes devido aos progressos das pesquisas relacionadas ao assunto.

Fluidos à base de gás

Basicamente, os cascalhos de perfuração são removidos por um fluxo de alta velocidade de ar ou gás natural. Como são fluidos de baixa densidade, são recomendados em zonas de severa perda de circulação e em formações produtoras com baixa pressão ou com alta susceptibilidade a danos, além de regiões com escassez de água e glaciais, com espessas camadas de gelo.

A perfuração também pode ser realizada utilizando ar puro, em que ar comprimido ou nitrogênio são aplicados em formações que produzam baixa quantidade de água e sem hidrocarbonetos, e possuam como características dureza, estabilidade ou fissuras, com o objetivo de aumentar a taxa de penetração.

Lucas Goulart

Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro

Graduando em Engenharia de Petróleo

Referências

IRAMINA, Wilson Siguemasa. Fluidos de Perfuração. São Paulo: Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2016. 30 slides, color.

CAENN, Ryen; DARLEY, H. C. H.; GRAY, George R.. Fluidos de Perfuração e Completação. 6. ed. Rio de Janeiro: Elsevier, 2011. 691 p. Tradução de Jorge de Almeida Rodrigues Junior.

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