Cyntia Siqueira Muniz Interação fluidos sintéticos base ... Aos meus familiares, em especial, Tia...

Cyntia Siqueira Muniz

Interação fluidos sintéticos base-óleo e base-água e folhelhos

Dissertação de Mestrado

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil do Departamento de Engenharia Civil da PUC-Rio.

Orientador: Prof. Sergio A. B. da Fontoura

Co-Orientador: Eudes S. Muniz

Rio de Janeiro

Junho de 2005

DBD

PUC-Rio - Certificação Digital Nº 0310946/CA

Cyntia Siqueira Muniz

Interação fluidos sintéticos base-óleo e base-água e folhelhos

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.

Prof. Sergio Augusto Barreto da Fontoura Presidente / Orientador

Departamento de Engenharia Civil - PUC-Rio

Dr. Eudes Siqueira Muniz Co-Orientador

GTEP / PUC-Rio

Prof. Tácio Mauro Pereira de Campos Departamento de Engenharia Civil - PUC-Rio

Dra. Rosana Fátima Teixeira Lomba CENPES / PETROBRÁS

Prof. Adilson do Lago Leite UFOP

Prof. José Eugênio Leal Coordenador Setorial

do Centro Técnico Cientifico– PUC-Rio

Rio de Janeiro, 03 de Junho de 2005

DBD


Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução total ou parcial do trabalho sem autorização da universidade, do autor e do orientador.

Cyntia Siqueira Muniz Graduou-se em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Ouro Preto em 2002. Exerceu diversas atividades em áreas da Engenharia Civil.

Ficha Catalográfica

Muniz, Cyntia Siqueira

Interação fluidos sintéticos base-óleo e base-água e folhelhos / Cyntia Siqueira Muniz ; orientador: Sergio A. B. da Fontoura ; co-orientador: Eudes S. Muniz. – Rio de Janeiro : PUC, Departamento de Engenharia Civil, 2005.

v. , 97 f. :il ;29.7 cm.

1. Dissertação (mestrado) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Civil.

Inclui referências bibliográficas.

1. Engenharia civil – Teses. 2. Folhelhos. 3. Fluido de perfuração. 4. Estabilidade de poços. 5. Pressão capilar. I. Fontoura, Sergio A. B. da. II. Muniz, Eudes S. III. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Civil. IV. Título.

CDD: 624

DBD


À minha família, pelo amor, apoio e confiança.

DBD


Agradecimentos

A Deus, pelo conforto nos momentos de dúvida e tristeza, e por ter me concedido

forças para terminar este trabalho.

À Capes, à ANP, ao GTEP e a PUC-Rio pelo apoio financeiro, sem os quais, este

trabalho não poderia ter sido realizado.

Ao CENPES-Petrobras, em especial a Dr. Rosana F. T. Lomba, à FINEP e à Agência

Nacional do Petróleo (ANP) pelo financiamento.

Ao Prof. Orientador Sergio A. B. da Fontoura, pela disponibilidade, atenção e

paciência.

Ao Co–Orientador Eudes S. Muniz, pelo estímulo, dedicação, apoio e aos

conhecimentos transmitidos dentro do laboratório.

À minha mãe, Ana Maria, e meus irmãos, Kleber, Eudes e Kátia, pela compreensão,

conselhos e exemplo de vida. À Francini pela atenção, e aos meus sobrinhos, Nayara,

Danilo, Thiago e Kateryne, pelas perguntas sem cabimento e gargalhadas inocentes.

A Eudes e Cleide pelo amparo, em todos os momentos desde que cheguei ao Rio.

Aos meus familiares, em especial, Tia Mary, Tia Glória, Tia Zezé, Zia, Ziane e Cilinha,

pelo apoio e cuidados de sempre.

Aos colegas do GTEP e da pós, em especial: Emiliana, Michelle, Sabrina, Paola

Juliana, Olga, Nelly, Joabson, Patrício, Ciro, Isabelle, Suzana, Saré, Flávio e Patrícia,

pela companhia.

Ao Luis Carlos Bertolino pela consultoria.

Aos funcionários do Laboratório de Geotecnia da PUC-Rio: Amaury, Eng. William, Sr.

José e Josué, pela ajuda nos ensaios.

DBD


À Ana Roxo, pela prestatividade para resolver meus problemas na secretaria, ao longo

destes dois anos.

A todos os que me ajudaram com os ensaios: Eduardo S. S. Dutra e Tatiana Kerber, do

Dpto. de Mecânica e Michele L. Silva do LIRF.

Aos professores que participaram da Comissão Examinadora.

DBD


Resumo

Muniz, Cyntia Siqueira; Fontoura, Sergio Augusto B.; Muniz, Eudes Siqueira. Interação Fluidos Sintéticos Base-Óleo e Base-Água e Folhelhos. Rio de Janeiro, 2005. 97p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Civil, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

Este trabalho desenvolve uma metodologia para obter experimentalmente

a pressão capilar de diferentes fluidos em contato com folhelhos, comparando-a

com valores obtidos analiticamente a partir da caracterização dos fluidos e dos

folhelhos individualmente. Foram realizados ensaios numa célula de difusão a

qual permite simular as condições de pressão aplicadas no campo, avaliar a

interação físico-química entre fluidos e rochas, além de determinar os

parâmetros de transporte de massa devido a gradientes químicos e hidráulicos.

Verifica-se que os valores de pressão capilar obtidos diretamente na célula de

difusão são inferiores aos obtidos a partir da equação de pressão capilar

utilizando a tensão interfacial, o ângulo de contato e o raio de poros do folhelho.

Desta forma, conclui-se que caso seja realizada uma análise de estabilidade

considerando a pressão capilar do fluido, este parâmetro deve ser determinado

experimentalmente na célula de difusão. Caso contrário, valores superestimados

poderão ser encontrados.

Palavras-chave Folhelhos. Fluido de Perfuração. Estabilidade de Poços. Pressão Capilar.

DBD


Abstract

Muniz, Cyntia Siqueira. Fontoura, Sergio Augusto B. Muniz, Eudes Siqueira. (Advisors). Shale–Synthetics Oil and Water Fluids Interaction. Rio de Janeiro, 2005. 97p. MSc Dissertation – Department of Civil Engineering, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

A methodology was developed to experimentally obtain the capillary

pressure of different fluids in contact with shales and compare these values with

analytical results from individual characterization of fluids and shales. Tests

were carried out in a diffusion cell, which allows the simulation of in-situ

pressure conditions, the evaluation of physical-chemical interactions between

fluids and rocks and the determination of mass transport parameters due to

hydraulic and chemical gradients. It is observed that the values of capillary

pressure directly obtained in the diffusion cell are inferior to the ones obtained

from the capillary pressure equation using the interfacial tension, the contact

angle and the pore radius of shales. Thus, it can be concluded that, if a stability

analysis considering the capillary pressure of the fluid is carried out, this

parameter should be experimentally determined in the diffusion cell. Otherwise,

overestimated values can be found.

Keywords Shales. Drilling Fluid. Wellbore Stability. Capillary Pressure.

DBD


Sumário

1 Introdução 17 1.1 .Motivação 17

1.2 .Objetivo 18

1.2.1. Objetivo Geral 18

1.2.2. Objetivos Específicos 19

1.3. Escopo 19

2 Revisão Bibliográfica 20 2.1. Introdução 20

2.2. Interação Folhelho - Fluido de Perfuração 20

2.3. Pressão Capilar 25

2.3.1. Tensão Interfacial/Superficial 30

2.3.2. Ângulo de contato 31

3 Caracterização dos Materiais 33 3.1. Introdução 33

3.2. Caracterização dos fluidos 33

3.2.1. Introdução 33

3.2.2. Ensaios de Reologia 36

3.2.3. Tensão Superficial/Interfacial 41

3.2.4. Ângulo de contato 45

3.2.5. Atividade química dos fluidos 47

3.3. Caracterização dos folhelhos 47

3.3.1. Introdução 47

3.3.2. Análise granulométrica e Índices Físicos 48

3.3.3. Composição e distribuição mineralógica 50

3.3.4. Atividade química 56

3.3.5. Descrição dos espaços vazios 58

3.4. Conclusões 60

DBD


4 Ensaios Realizados na Célula de Difusão 61 4.1. Introdução 61

4.2. Equipamento e Metodologia de Ensaios 61

4.3. Ensaios de Interação Rocha-Fluido Realizados 65

4.3.1. Ensaios 1 e 2 67

4.3.2. Ensaio 3 69

4.3.3. Ensaio 4 71

4.3.4. Ensaio 5 75

4.3.5. Ensaio 6 77

4.4. Discussão dos resultados 80

4.4.1. Transmissão de Pressão 80

4.4.2. Difusão de Íons e Osmose 83

4.5. Conclusões 86

5 Conclusões e Sugestões Para Trabalhos Futuros 89 5.1. Conclusões 89

5.2. Sugestões para Trabalhos Futuros 90

6 Referências Bibliográficas 92

DBD


Lista de figuras

Figura 2. 1 - Fluxo osmótico de água através de uma membrana semi-permeável

perfeita. (Modificado de Hawkes & McLellan, 2000) 20

Figura 2. 2– Atuação do TAME nos poros do folhelho (van Oort, 2003) 24

Figura 2. 3 – Mecanismo de impermeabilização promovido na interface óleo-fluido de

poros (modificado de Dusseault & Gray, 1992) 24

Figura 2. 4– a) interface água – ar b) raio de poros 26

Figura 2. 5 – Meio poroso preenchido por fluido 27

Figura 2. 6 - Tensões interfaciais entre três fases distintas 28

Figura 2. 7 – Ângulo de contato e molhabilidade -a)Fluido Molhante b)Fluido Não-

molhante 32

Figura 3. 1 – Viscosímetro Fann 35A 36

Figura 3. 2 – Curvas de reologia dos fluidos base água 38

Figura 3. 3 – Curvas de reologia dos fluidos base óleo 38

Figura 3. 4 - Curvas de viscosidade dos fluidos base água 40

Figura 3. 5 - Curvas de viscosidade dos fluidos base óleo 40

Figura 3. 6 – Curva de reologia do óleo mineral 41

Figura 3. 7 – Vista frontal (a) e esquema (b) do Tensiômetro 41

Figura 3. 8 – (a) – Detalhe do anel do Tensiômetro (b) – Tensão interfacial gerada pela

ascensão do anel 42

Figura 3. 9 – Vista do Goniômetro SEO Phoenix 300 45

Figura 3. 10: (a) – Janela do programa SEO –Phoenix 300 (b) Detalhe da imagem da

gota 46

Figura 3. 11 – Ângulo de contato do óleo mineral 46

Figura 3. 12 – Curva granulométrica do folhelho B-L 48

Figura 3. 13. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração argila. 51

Figura 3. 14. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração total. 52

Figura 3. 15. Fotomicrografias da lâmina delgada do folhelho B-L mostrando carapaças

de foraminíferos parcialmente substituídas por carbonato de cálcio. Nicóis cruzados. 53

Figura 3. 16. Fotomicrografia do folhelho B-L. a) Resina azul (poros) e pontos amarelos

(micas). b) Poros preenchidos por Pirita. Nicóis cruzados 53

Figura 3. 17- Fotomicrografia das amostras do folhelho B-L. a) aglomerado de pirita

(clara) e fragmento de carapaça; elétrons retroespalhados; b) carapaça de foraminífero,

elétrons secundários 55

Figura 3. 18- a) carapaça de foraminífero preenchida por calcita, elétrons secundários; b)

grão de quartzo envolto pela matriz caulinítica, elétrons secundários. 55

DBD


Figura 3. 19 - a) Fotomicrografia do aglomerado de pirita preenchendo os poros da

rocha, elétrons secundários. b) EDS dos grãos de pirita (FeS2). 56

Figura 3. 20 – Intrusão acumulativa de mercúrio para os folhelhos B-L e B-S e celofane

58

Figura 3. 21 – Intrusão incremental para os folhelhos B-L e B-S e celofane 59

Figura 4. 1 – Esquema da célula de difusão (Muniz, 2003) 62

Figura 4. 2 – Separação das fases do fluido 63

Figura 4. 3 – Circuito de aplicação de pressão no topo (Modificado de Duarte, 2004) 64

Figura 4. 4 – Fase de saturação do CP04 – folhelho B-L 66

Figura 4. 5 – Fase de transmissão de pressão do corpo de prova de celofane 68

Figura 4. 6 – Fase de transmissão de pressão no folhelho B-S 69

Figura 4. 7 – Fase de transmissão de pressão do CP01 70

Figura 4. 8 – Fase de transmissão de íons do CP01 do folhelho B-L 71

Figura 4. 9 – Fase de transmissão de pressão com água pura – CP02 72

Figura 4. 10 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana pura – CP02 73

Figura 4. 11 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana e água pura – CP02

74

Figura 4. 12–Variação das pressões na fase de difusão de pressão e íons do CP02 74

Figura 4. 13 – Fase de transmissão de pressão do CP04 do folhelho B-L 76

Figura 4. 14 – Fase de transmissão de pressão e íons do CP04 do folhelho B-L 76

Figura 4. 15 – Fase de transmissão de íons do CP05 do folhelho B-L 78

Figura 4. 16 – Interpretação do ensaio realizado no CP05 79

Figura 4. 17 – Variação da pressão capilar em função do raio de poros, considerando

diferentes valores de tensão interfacial e ângulos de contato. 83

DBD


Lista de tabelas

Tabela 3. 1.-.Fluidos utilizados e suas respectivas composições 35

Tabela 3. 2 – Medidas de deflexão para os fluidos estudados 37

Tabela 3. 3 – Parâmetros reológicos dos fluidos 37

Tabela 3. 4 – Valores experimentais de tensão superficial fluido/ar e densidade 43

Tabela 3. 5 – Valores da tensão interfacial fluido/água 44

Tabela 3. 6 – Valores da atividade química dos fluidos 47

Tabela 3. 7– Dados iniciais e finais dos corpos de prova 49

Tabela 3. 8 - Análise química dos constituintes dos folhelhos 50

Tabela 3. 9– Valores de diâmetro médio de poros 59

Tabela 4. 1– Relação dos fluidos e respectivos corpos de prova 65

Tabela 4. 2– Dados iniciais e finais dos corpos de prova 66

Tabela 4. 3– Parâmetros utilizados na análise numérica do CP02 82

Tabela 4. 4 - Pressões capilares calculadas a partir dos diferentes raios de poros 86

DBD


Lista de símbolos

a1 Atividade química da água na região de baixa concentração

a2 Atividade química da água na região de alta concentração

A Área

Af Atividade química do fluido dos poros do folhelho

Afp Atividade do fluido de perfuração

B Parâmetro de poropressão de Skempton

d Diâmetro do anel de platina

D Diâmetro do corpo de prova

D50 Diâmetro dos poros correspondente a 50 % do volume total intrudido

Dm Coeficiente de difusão molecular

e Índice de vazios

E Módulo de elasticidade

F Fator de Harkins-Jordan

g Força devido a ação da gravidade

G Densidade dos grãos

H Altura do corpo de prova

K Permeabilidade

Kc Índice de consistência

Kmax Força máxima

Kp Força relativa ao peso do anel

Kt Força aplicada no transdutor

n Porosidade

nc Índice de comportamento

Pc Pressão capilar

Pm Pressão na fase molhante

Pn,m Pressão na fase não-molhante

PMs Peso molecular do soluto

PMw Peso molecular do solvente

r Raio de poro

r’ Raio de curvatura externo

r” Raio de curvatura interno

r* Média dos raios de curvatura

R Constante universal dos gases

S Grau de saturação

SD Desvio padrão

T Temperatura

v Volume

DBD


V Volume do corpo de prova

Vp Volume total de mercúrio injetado

Vw Volume parcial molar da água

w Umidade natural

W Peso do corpo de prova

α Coeficiente de reflexão ou eficiência de membrana

αL Dispersividade longitudinal

αT Dispersividade transversal

β Volume de líquido elevado

φm fator que varia de acordo com o volume molar o

γ Taxa de cisalhamento

γT Peso específico total

γw Peso específico da água

λ Fator admensional

ν Coeficiente de Poisson

νa Mobilidade da água

νs Mobilidade do soluto

θ Ângulo de contato

σa Tensão superficial do fluido a

σab Tensão interfacial entre os fluidos a e b

σb Tensão superficial do fluido b

σHg Tensão superficial do mercúrio

σm,nm Tensão interfacial entre o fluido molhante e não-molhante

σO Tensão superficial não corrigida

σs Tensão superficial do sólido

σsl Tensão interfacial entre o sólido e o líquido

σl Tensão superficial do líquido

σvf Termo devido à força de van der Waals

τ Tensão cisalhante

τ0 Limite de escoamento real

ρ Coeficiente de retardamento

ρl Massa específica do líquido

ρs Massa específica seca do solo

ψ Deflexão

Ω Voltagem medida no transdutor

Ωp Voltagem correspondente ao peso do anel

Ωm Valor médio de três medidas de voltagem máxima

∆P Incremento de pressão

DBD


∆Posm Pressão osmótica

∆u Variação de poropressão

∆σconf Variação de pressão confinante

Π Pressão osmótica teórica

DBD


1 Introdução

1.1 Motivação

O petróleo se acumula em reservatórios no interior da crosta terrestre em

camadas de rochas permeáveis ou em fraturas originadas a partir de movimentos

tectônicos. O folhelho, que é uma rocha sedimentar, de baixa permeabilidade e

presente em grande quantidade em toda coluna estratigráfica, atua, em muitos

reservatórios, como uma camada selante impedindo o fluxo deste petróleo até a

superfície.

A preparação de um poço para extração de petróleo passa pela perfuração de

várias camadas de rochas sobrejacentes ao reservatório. Neste processo, o

folhelho é a rocha que mais apresenta problemas de instabilidade, podendo

ocorrer enceramento de brocas, formação de cavernas na parede do poço,

obstrução do espaço anular, entre outros. Muitas das vezes, estes problemas são

ocasionados por interações físico-químicas entre o folhelho e o fluido de

perfuração.

A estabilidade de um poço de petróleo depende de variáveis relacionadas ao

tipo de rocha, tipo de fluido utilizado e valor de pressão aplicada no poço. Manter

a pressão do fluido maior no poço do que na formação, no momento da

perfuração, ajuda a manter estáveis as paredes do poço, favorecendo a estabilidade

do mesmo. Ao mesmo tempo, um diferencial de pressão excessivo, pode acarretar

em invasão do fluido na formação. Além das pressões impostas na perfuração, é

importante também controlar a transferência da fase líquida do fluido de

perfuração, que pode aumentar a pressão de poros na rocha diminuindo a tensão

efetiva, o que reduz a resistência da formação.

O procedimento para uma perfuração rápida, segura e que não gere muitos

custos é o interesse da indústria de petróleo. Estes estudos têm grande valia na

prática do desenvolvimento de fluidos de perfuração e compreensão do

comportamento da formação quando em contato com o fluido.

DBD


Introdução 18

Desta forma, conhecer o comportamento dessa rocha quando em contato

com diferentes fluidos de perfuração pode acarretar em soluções que minimizem

prejuízos para a indústria de petróleo e melhorem a qualidade e a produtividade

dos poços.

Os estudos na PUC-Rio estão muito bem representados pelos trabalhos de

Rabe (2003) e Muniz (2003). Em seu trabalho Rabe (2003) desenvolveu um

equipamento para realizar ensaios de imersão a pressão atmosférica e toda uma

metodologia de ensaios para caracterização de folhelhos. Muniz (2003) por sua

vez, desenvolveu um equipamento capaz de aplicar as condições de pressão “in

situ” e aplicar gradientes hidráulicos e químicos aos corpos de prova de forma a

obter os parâmetros de transporte do mesmo.

Os estudos experimentais para a avaliação da interação entre folhelhos e

fluidos foram iniciados através do desenvolvimento de equipamento para estudos

da difusão de pressão, sob condições unidimensionais, através de amostras de

folhelho submetidas a um gradiente de pressão aplicado por uma solução aquosa

salina com concentração distinta da concentração salina do fluido dos poros da

rocha (Muniz, 2003). Foram realizados ensaios em amostras de folhelhos

provenientes da Bacia de Campos e do Mar do Norte. Em seguida, Duarte (2004)

realizou ensaios utilizando fluidos de perfuração mais parecidos com os utilizados

em campo, verificando um bom desempenho do equipamento para trabalhar com

esse tipo de fluido.

1.2 Objetivo

1.2.1 Objetivo Geral

Esta dissertação tem como objetivo geral desenvolver metodologia para

obter experimentalmente a pressão capilar de diferentes fluidos em contato com

folhelhos comparando os valores obtidos com os calculados a partir da

caracterização dos fluidos e dos folhelhos individualmente.

Para isso, foram realizados ensaios na célula de difusão desenvolvida por

Muniz (2003) a qual permite simular as condições de pressão aplicadas no campo,

DBD


Introdução 19

avaliar a interação físico-química entre fluidos e rochas, além de determinar os

parâmetros de transporte de massa devido a gradientes químicos e hidráulicos.

A caracterização dos fluidos foi realizada através de ensaios de reologia,

determinação de ângulo de contato e tensão interfacial. Uma extensa campanha

experimental também foi realizada de forma a caracterizar o folhelho estudado.

1.2.2 Objetivos Específicos

Têm-se como objetivos específicos: i) Caracterizar os fluidos e folhelhos

utilizados; ii) medir a pressão capilar de fluidos base óleo em contato com

folhelhos e material sintético (celofane); iii) obter a permeabilidade e o coeficiente

de reflexão do folhelho estudado; iv) avaliar o comportamento do folhelho frente

a diferentes fluidos de perfuração; v) avaliar a equação de cálculo de pressão

capilar.

1.3 Escopo

O Capítulo 2 apresenta uma revisão bibliográfica sobre mecanismos de

transporte de massa, pressão capilar, tensão interfacial e ângulo de contato. O

Capítulo 3 descreve a caracterização dos materiais utilizados neste trabalho,

fluidos de perfuração e folhelho, fazendo uma abordagem em relação aos outros

materiais utilizados nessa mesma linha de pesquisa. O Capítulo 4 descreve

brevemente o equipamento utilizado para realização dos ensaios, apresenta os

ensaios realizados e a análise dos resultados dos ensaios experimentais e dos

resultados analíticos, fazendo uma avaliação das metodologias utilizadas. E,

finalmente, no Capítulo 5 apresentam-se as conclusões gerais e sugestões para

futuros trabalhos.

DBD


2 Revisão Bibliográfica

2.1 Introdução

Neste capítulo são brevemente apresentados os conceitos dos mecanismos

de transporte de massa envolvidos na perfuração de poços de petróleo e os

conceitos de pressão capilar, tensão superficial/interfacial e ângulo de contato.

2.2 Interação Folhelho - Fluido de Perfuração

Os folhelhos são rochas sedimentares argilosas que apresentam alta

porosidade e baixa permeabilidade. Este tipo de rocha representa mais de 75% das

formações perfuradas (Steiger & Leung, 1992), por isso a necessidade de se

conhecer adequadamente o comportamento da mesma quando em contato com

diferentes fluidos de perfuração, visto que a maioria dos problemas de

instabilidade ocorre durante a perfuração destas formações.

A instabilidade ocorre pois o folhelho pode ser extremamente reativo e o

contato com o fluido de perfuração, dependendo da sua composição, pode gerar

entrada ou saída de água e solutos na formação pelos mecanismos de transporte de

massa. Esses mecanismos influenciam a poropressão e as tensões efetivas da

formação, conseqüentemente, afetando sua compressibilidade, deformabilidade e

resistência.

O processo de fluxo de água devido a um gradiente químico é chamado de

osmose. Esse processo consiste da passagem do solvente, no caso a água, de uma

região de baixa concentração para uma região de alta concentração, quando as

duas fases líquidas estão separadas por uma membrana semi-permeável,

Figura 2. 1.

DBD


Revisão Bibliográfica 21

Figura 2. 1 - Fluxo osmótico de água através de uma membrana semi-permeável

perfeita. (Modificado de Hawkes & McLellan, 2000)

É chamada de membrana semi-permeável perfeita, uma membrana que tem

a capacidade de deixar passar somente líquido (a água), ou solvente, mas não

deixa passar sais dissolvidos na solução. Na verdade, no caso dos folhelhos, o que

se verifica é uma propriedade seletiva, isto é, o solvente passa de um lado para o

outro da membrana com muito mais facilidade do que os solutos (sais) existentes.

Neste caso, a membrana é chamada de semi-permeável imperfeita, pois permite

também a passagem de sais. As paredes das células dos seres vivos são

membranas semi-permeáveis naturais, regulando a passagem de sais e nutrientes

para dentro da célula ou para fora dela. Existem membranas sintéticas que exibem

a mesma propriedade. Talvez a mais comum delas seja o acetato de celulose, ou

celofane, que também é estudado nessa dissertação.

A osmose é devida à diferença de potencial químico, ou em outras palavras,

devida à diferença de concentração, ou ainda, atividade química entre os fluidos

presentes dos dois lados da membrana. A difusão é o processo de fluxo pelo qual

moléculas ou íons movem-se no sentido inverso ao da osmose, de regiões de

elevada concentração iônica para regiões de baixa concentração iônica.

Quando duas soluções, com diferentes concentrações iônicas, são separadas

em um mesmo recipiente por uma membrana semi-permeável perfeita, ocorre

espontaneamente a passagem de solvente da solução de baixa concentração no

sentido da solução de alta concentração, até que ocorra o equilíbrio. No ponto de

DBD



equilíbrio, a coluna de solução menos concentrada estará relativamente, abaixo da

coluna do lado da solução mais concentrada. Esta diferença de altura entre as

colunas das soluções corresponde à pressão osmótica, e essa pressão pode ser

obtida pela equação (2. 1) (Olsen et al., 1990):

=Π

2

1lnaa

VRT

w

(2. 1)

Onde:

R= Constante universal dos gases (0,082 L . atm / mol . K);

T= Temperatura absoluta (Kelvin);

Vw= Volume parcial molar da água (0,018 L / mol);

a1= Atividade química da solução na região de baixa concentração iônica;

a2= Atividade química da água na região de alta concentração iônica.

Considerando o folhelho como uma membrana semi-permeável perfeita

numa situação de poço, a atividade química é utilizada como um parâmetro

indicador da direção do fluxo de água entre o folhelho e o fluido de perfuração,

podendo-se calcular a pressão osmótica gerada, através da equação (2. 2) (Mody

& Hale, 1993, Tan et al., 2002).

=Π

f

fp

w AA

VRT ln

(2. 2)

Onde:

Afp= Atividade química do fluido de perfuração;

Af= Atividade química do fluido do folhelho.

Se a atividade do fluido de perfuração é maior que a atividade do folhelho

há fluxo de água do fluido de perfuração para a formação. Se ocorre o inverso, ou

seja, se a atividade do folhelho é maior que a atividade do fluido de perfuração,

ocorre fluxo de água da formação para o fluido. Esse é um fator que pode

aumentar a estabilidade do poço, visto que o fluxo de água saindo da formação

provoca uma queda na poropressão, aumentando a tensão efetiva e melhorando a

resistência da formação. Dessa forma, fluidos de perfuração mais concentrados, de

menor atividade, têm sido amplamente utilizados na indústria de petróleo com o

intuito de tentar garantir uma melhor estabilidade dos poços.

DBD



A atividade química de uma solução é a razão entre a pressão de vapor da

água medida nesta solução e a pressão de vapor da água pura, e é numericamente

igual à umidade relativa do ar em uma câmara fechada contendo esta solução

(Chenevert, 1970 e 1990). Dessa forma, Rabe (2003) sugere uma metodologia

baseada na proposta de Chenevert (1990), onde as medidas de atividade química

podem ser realizadas por meio de um termo-higrômetro. Neste caso, o fluido de

interesse, ou o folhelho, é inserido no interior de um erlenmeyer onde permanece

hermeticamente fechado. Após um período de estabilização é medida a umidade

relativa do ar que é numericamente igual à atividade química do mesmo.

Entretanto, como dito anteriormente, o folhelho é uma membrana semi-

permeável imperfeita, ou seja, exibe uma certa seletividade em relação à

passagem de íons. Esta capacidade que um folhelho tem de deixar passar ou não

os íons está relacionada com o chamado “coeficiente de reflexão”(α) ou eficiência

de membrana.

Segundo Tare et al. (2000), o conceito de coeficiente de reflexão foi

primeiramente proposto por Staverman (1951) e introduzido por van Oort et al.

(1995) em aplicações de estabilidade de poços. van Oort et al. (1995) definiram

que o coeficiente de reflexão do folhelho depende da mobilidade da água (νa) e do

soluto (νs) de acordo com a equação (2. 3) a seguir:

α = 1 – (νs / νa) (2. 3)

Se o folhelho reter completamente os íons e permitir a passagem de água é

considerado uma membrana semi-permeável perfeita, o que torna o coeficiente de

reflexão igual a 1. Mas, em se tratando de folhelhos, vários autores constataram

que o coeficiente de reflexão está entre 0 e 1, caracterizando-se como membranas

semi-permeáveis imperfeitas. Ewy & Stankovich (2002) e van Oort et al. (1995),

utilizando soluções salinas, acharam valores de eficiência de membrana variando

de 0 a 0,1 para os folhelhos estudados, tal qual Muniz (2003) e Duarte (2004).

Devido à dificuldade de se obter experimentalmente a mobilidade da água

(νa) e do soluto (νs), diferentes aparatos experimentais foram desenvolvidos (van

Oort et al. 1996, Tan et al. 2002, Ewy & Stankovich, 2002 e Muniz, 2003) de

forma a obter a pressão osmótica ( osmP∆ ) do folhelho e, através da equação (2. 4),

obter o coeficiente de reflexão.

DBD



Π∆

= osmPα

(2. 4)

Na realidade, segundo Schlemmer et al. (2002), em função do fluido de

perfuração utilizado, os folhelhos podem apresentar um comportamento de

membrana diferenciado, nomeado de membrana tipo 1, 2 ou 3, a saber:

A membrana tipo 1, característica do contato do folhelho com fluidos base

água, é construída dentro do folhelho. Para este tipo de membrana o filtrado do

fluido de perfuração, o tipo de folhelho e a composição do fluido de poros, assim

como as dimensões dos poros, permeabilidade, tipo de argilomineral e grau de

cimentação do folhelho, podem influenciar o coeficiente de reflexão (α). Segundo

Ewy (2000), esse tipo de membrana apresenta valores de α menores que 0,2.

A membrana tipo 2 evita interações físico-químicas entre o fluido e o

folhelho. Neste tipo de membrana o fluido de perfuração gera uma camada

relativamente impermeável interna ou externamente ao folhelho. Este tipo de

membrana é típico de silicatos, aluminatos e TAME (Thermally Activated Mud

Emulsion), Figura 2. 2.

Figura 2. 2– Atuação do TAME nos poros do folhelho (van Oort, 2003)

A membrana tipo 3 é associada com fluidos de perfuração base óleo, como

as emulsões inversas, e não depende da camada sólida depositada ou precipitada.

Uma camada móvel de fase contínua (não-molhante) separa a fase aquosa interna

do fluido de perfuração da água existente nos poros do folhelho. Esta diferença de

molhabilidade gera uma pressão capilar que impede a transmissão de pressão para

a formação (Figura 2. 3).

DBD



Figura 2. 3 – Mecanismo de impermeabilização promovido na interface óleo-fluido de

poros (modificado de Dusseault & Gray, 1992)

No começo dos estudos sobre eficiência de membrana, acreditava-se que o

folhelho fosse uma membrana semi-permeável perfeita, pois os fluidos base óleo

utilizados não causavam muitos problemas de estabilidade. Mais tarde, van Oort

(1994) constatou que o fato do bom desempenho dos fluidos base óleo na

perfuração de folhelhos, era, na verdade, devido a alta pressão capilar existente no

contato óleo-fluido de poros dos folhelhos. A pressão capilar atua como uma

barreira que impede a invasão de fluidos base óleo.

Paralelo ao bom desempenho dos fluidos base óleo quanto à estabilidade de

poços na perfuração, veio a preocupação em preservar o meio ambiente dos danos

causados pelo uso desse material. Em conseqüência disso, vêm sendo

desenvolvidos ao longo das últimas décadas, estudos de fluidos base água que

minimizem os danos ao meio ambiente e que apresentem a mesma eficiência,

quanto à estabilidade de poços, para a indústria petrolífera. Esse é o grande

desafio atual para os pesquisadores que estão envolvidos nesta área.

2.3 Pressão Capilar

Na indústria do petróleo, poucos trabalhos dizem respeito à determinação da

pressão capilar para estudos de estabilidade de poços e transmissão de pressão em

folhelhos. A grande maioria dos trabalhos publicados são direcionados a fluxo

DBD



bifásico ou trifásico em reservatórios, através de estudos de alteração de

molhabilidade, pressão capilar e permeabilidade relativa. Como exemplo tem-se

os trabalhos de Chattopadhyay et al. (2002), Zhang et al. (1996), Mulyadi &

Amin (2001) e Li & Firoozabadi (2000).

Cline et al. (1989) e Ballard & Dawe (1988) apresentam trabalhos

direcionados à alteração de molhabilidade. O primeiro se destina ao estudo de

alteração de molhabilidade de sólidos como a barita e a hematita, presentes nas

formulações de fluidos de perfuração. O segundo avalia a redução de

permeabilidade provocada pela alteração da molhabilidade na zona invadida pelo

fluido de perfuração em rochas reservatório.

Nesta seção é apresentada uma breve descrição do conceito de pressão

capilar e dos parâmetros envolvidos na sua determinação, de forma que o leitor

possa entender os termos aqui utilizados.

Quando dois fluidos imiscíveis estão em contato e contidos em uma

estrutura porosa, gera-se uma descontinuidade na pressão ao longo da interface

que separa os dois fluidos. A grandeza dessa descontinuidade depende da

curvatura da interface em determinada região do espaço poroso. A essa diferença

de pressão na interface é dado o nome de pressão capilar (Bear, 1975), e é

definida como:

mnmC PPP −= (2. 5)

Onde:

Pnm = Pressão na fase não-molhante;

Pm = Pressão na fase molhante.

Considerando um meio poroso não-saturado (água e ar), a pressão capilar

pode ser determinada considerando um elemento de área em um ponto da

interface água-ar, Figura 2. 4a.

A interface água-ar dentro de um poro possui dois raios de curvatura, r’e r”,

em planos ortogonais, Figura 2. 4b. Considerando o equilíbrio de forças no

elemento de área da interface água-ar, têm-se:

*.2

"1

'1. ,

, rrrPPP nmm

nmmmnmC

σσ =

+=−=

(2. 6)

DBD



Onde r* é a média aritmética dos raios de curvatura e σm,nm é a tensão

interfacial entre o fluido molhante e o não-molhante. A equação (2. 6) acima, é

chamada de Equação de Laplace para pressão capilar. Quanto menor os poros,

maior é a pressão capilar.

a) b)

Figura 2. 4– a) interface água – ar b) raio de poros (Bear, 1975)

Segundo Bear (1975), a pressão capilar depende da geometria dos espaços

vazios do meio poroso (distribuição do tamanho dos poros), da natureza do sólido

e dos líquidos em termos do ângulo de contato (θ) e do grau de saturação do meio,

pois o grau de saturação (S) do fluido molhante irá determinar o volume de fluido

acumulado como água pelicular. Em meios porosos naturais, a geometria dos

espaços vazios é extremamente complexa e irregular, não sendo possível sua

descrição analítica. Existe um modelo idealizado de meio poroso, equação (2. 7),

no qual adota-se para um tubo capilar de raio r:

θσ

cos..2 ,

=

rP nmm

c

(2. 7)

Onde σm,nm é a tensão interfacial entre o fluido molhante e o não-molhante e

θ é o ângulo entre a interface de contato do fluido molhante e do não-molhante

com a parede do tubo capilar.

Quando o raio de poros é mínimo, a pressão capilar é máxima, e quando o

raio de poros é máximo, a pressão capilar imposta é mínima.

DBD



A pressão do fluido não-molhante pode promover o deslocamento do fluido

molhante, ou seja, uma certa pressão deve ser alcançada no fluido não-molhante

para que este penetre no meio deslocando o fluido molhante. A mínima pressão

para iniciar esse deslocamento é chamada de pressão de limiar (threshold

pressure) ou pressão borbulante. (Bear, 1975). Neste estudo essa pressão está

sendo chamada de pressão capilar.

A seguir são apresentadas uma breve descrição e definição da tensão

interfacial e do ângulo de contato, termos estes que fazem parte da equação para

cálculo da pressão capilar.

2.3.1 Tensão Interfacial/Superficial

A tensão superficial está presente nas interfaces entre um gás e um líquido

ou entre um sólido e um gás, enquanto que a tensão interfacial está presente entre

dois líquidos ou dois gases imiscíveis, Figura 2. 5.

A tensão superficial surge nos líquidos como resultado do desequilíbrio

entre as forças agindo sobre as moléculas da superfície em relação àquelas que se

encontram no interior da solução. As moléculas de qualquer líquido localizadas na

interface líquido-ar realizam um número menor de interações intermoleculares

comparadas com as moléculas que se encontram no interior do líquido, pois as

moléculas do fluido à superfície encontram-se num equilíbrio dinâmico, o que

leva muitas delas a escaparem para a fase gasosa. A força resultante que atrai as

moléculas da superfície de um líquido para o seu interior torna-se o principal

obstáculo para a formação de bolhas e gotas. Como estas forças de coesão tendem

a diminuir a área superficial ocupada pelo líquido, observa-se freqüentemente

gotas adotarem a forma esférica, visto que esta é a geometria com menor razão de

área de superfície/volume. Pela mesma razão ocorre a formação dos meniscos e a

conseqüente diferença de pressões através de superfícies curvas ocasiona o efeito

denominado capilaridade. A esta força que atua na superfície dos líquidos dá-se o

nome de tensão superficial e, geralmente, quantifica-se a mesma determinando-se

o trabalho necessário para aumentar a área superficial (Behring et al., 2004).

DBD



Figura 2. 5 - Tensões interfaciais entre três fases distintas

A tensão superficial/interfacial pode ser obtida experimentalmente por

vários métodos como o do peso da bolha, o da ascensão capilar, placa de

Wilhelmy, do anel, dentre outros (Adamson, 1990).

O método da placa de Wilhelmy (1863) e do anel de du Noüy (1919)

necessitam de equipamentos específicos. Estes dois métodos apresentam boa

precisão para os resultados, menos que 2 % de erro, desde que o ângulo de contato

do fluido seja zero ou próximo de zero (Adamson, 1990).

Andersen et al (1988) analisaram o potencial do método da placa de

Wilhelmy mostrando que o sistema é eficaz na caracterização das tensões entre

óleos e salmouras. Cline et al (1989) adquiriram tensões interfaciais entre vários

fluidos (entre eles, parafina e óleo mineral) em contato com salmoura, utilizando o

mesmo método.

Yang & Gu (2004) utilizaram o método da gota pendente para verificar as

interações interfaciais entre óleo cru e CO2 utilizando altas pressões e elevadas

temperaturas, simulando condições de reservatório. Eles utilizaram um sistema de

análise do formato da gota axisimétrica (ADSA, axisymmetric drop shape

analysis).

O método da ascensão capilar apresenta erros experimentais bastante

elevados, acima de 20%. Isto se deve ao fato deste método, descrito por alguns

autores como o mais preciso, poder ser utilizado somente quando o ângulo de

contato, formado pelo menisco e a parede do tubo, for zero, como no caso dos

capilares (Behring et al, 2004).

O método dinâmico da oscilação, Srisankar (1987), permite a determinação

da tensão superficial em intervalos de tempo bastante curtos, mas trata-se de um

dos métodos mais complexos existentes. Por outro lado, a determinação da tensão

DBD



superficial fundamentada no desprendimento, como o método do peso da gota, um

dos mais antigos (Tate, 1864) ou volume da gota, é convenientemente mais

simples (Adamson, 1990).

No capítulo 3 será descrito o ensaio, utilizando o método do anel de du

Noüy, realizado para obtenção da tensão superficial dos fluidos estudados, o

funcionamento do equipamento, assim como os resultados obtidos. Esse método

foi escolhido por apresentar boa precisão e pelo fato de existir um exemplar do

equipamento disponível para os ensaios.

Por muitas vezes, por problemas diversos, é difícil a determinação direta da

tensão interfacial. Desta forma, alguns autores apresentam formulações a partir

das quais a tensão interfacial pode ser obtida com base nos valores de tensão

superficial de cada fluido separadamente.

Antonoff (1907) apresenta a equação (2. 8) onde a tensão interfacial entre

dois líquidos quaisquer em equilíbrio, é determinada pela diferença da tensão

superficial de cada um dos líquidos.

baab σσσ −= (2. 8)

Onde:

σa= Tensão superficial do fluido a;

σb= Tensão superficial do fluido b;

σab= Tensão interfacial entre os fluidos a e b.

Os trabalhos de Reynolds (1921) e Pound (1923) confirmam a validade

desta expressão. Woodman (1927) mostra que essa fórmula é válida para sistemas

com ácido acético/tolueno, enquanto que Nellensteyn & Roodenburg (1933)

encontraram esta validade para o sistema água/betume. Entretanto, Donahue &

Bartell (1952) afirmam que essa equação só pode ser aplicada a casos em que o

ângulo de contato entre os fluidos seja menor que 10º, visto que dados revelam

que essa regra só é aplicável a um grupo específico de fluidos.

Especialmente para sistemas compostos por hidrocarbonetos e água, duas

novas formulações foram propostas. Girifalco & Good (1957) introduziram a

equação (2. 9) onde a tensão interfacial é função de um parâmetro experimental

DBD



(Φm) relacionado ao volume molar dos dois líquidos, sendo que para

hidrocarbonetos e água, Φm varia de 0,5 a 0,7. 2/1)(2 bambaab σσφσσσ −+= (2. 9)

A partir da equação (2. 9), Fowkes (1962), propôs uma terceira expressão,

equação (2. 10). Segundo ele, as forças de atração entre a água e as moléculas de

hidrocarbonetos saturados são devidas às forças de van der Waals. σvf é o termo

devido a força de van der Waals que vale 21,8 ± 0.7 mN / m para a água a 20ºC.

2/1)(2 bv

baabf σσσσσ −+= (2. 10)

No Capítulo 3 são apresentados os resultados obtidos para a tensão

interfacial utilizando as equações acima.

2.3.2 Ângulo de contato

O ângulo de contato (também conhecido como ângulo de molhabilidade)

entre uma gota de um líquido com uma tensão superficial conhecida e uma

superfície sólida, depende da relação entre as forças adesivas, que fariam a gota se

espalhar sobre a superfície e as forças coesivas do líquido que querem contrair a

gota a uma esfera com uma superfície mínima. Se a gota repousa sobre uma

superfície homogênea perfeitamente nivelada, se forma um ângulo de contato (θ)

de equilíbrio entre o líquido e a superfície sólida. Este ângulo é o mesmo em

qualquer ponto da linha de três fases, onde se encontram o sólido, o líquido e a

fase de vapor (Labcontrol).

Quando a gota se expande, temos um ângulo de contato um pouco maior,

chamado ângulo de contato em avanço, do que quando a gota fica menor,

chamado ângulo de contato em retrocesso. A histerese do ângulo de contato,

relativa à diferença entre os ângulos de contato em avanço e retrocesso, é devida a

heterogeneidades geométricas e de energias superficiais do sólido. O ângulo da

tangente entre o sólido e o líquido é conhecido como ângulo de contato. O ângulo

de molhabilidade do líquido sobre o sólido se ajusta por si mesmo de modo que a

soma das forças é igual a zero. Esta inter-relação para o estado de equilíbrio é

DBD



descrita pela equação (2. 11) de Young. Um fluido é considerado molhante (tende

a molhar a superfície) quando 0° < θ < 90° e não-molhante quando 90° < θ < 180°

(Figura 2. 6).

θσσσ cos.lsls += (2. 11)

Onde:

σs = Tensão superficial do sólido;

σsl = Tensão interfacial entre o sólido e o líquido;

σl = Tensão superficial do líquido.

Medidas de ângulos de contato podem ser realizadas diretamente da imagem

da bolha sobre a superfície, utilizando-se microscópios ou goniômetros. A

metodologia para medição dos ângulos de contato dos fluidos utilizados neste

trabalho é apresentada no capítulo 3.

a) b)

Figura 2. 6 – Ângulo de contato e molhabilidade -a)Fluido Molhante b)Fluido Não-

molhante

O leitor que desejar se aprofundar mais no assunto referente a medidas de

pressão capilar, tensão superficial e ângulo de contato, pode recorrer a literaturas

mais específicas como as apresentadas por Adamson (1990), Bear (1975) e

Bikerman (1958). Referência básica neste assunto são 6 trabalhos publicados por

W.G. Anderson no Journal of Petroleum Technology nos anos de 1986 e 1987.

DBD


3 Caracterização dos Materiais

3.1 Introdução

Neste capítulo é apresentada a caracterização dos materiais, folhelhos e

fluidos, utilizados nessa dissertação, comparando-os com outros materiais já

utilizados nessa mesma linha de pesquisa e destacando os pontos mais relevantes.

Na primeira parte são apresentados os resultados dos ensaios, assim como a

metodologia utilizada para caracterizar os fluidos base óleo em relação à tensão

interfacial e ao ângulo de contato. São apresentados também os resultados dos

ensaios de reologia realizados no intuito de se conhecer o comportamento do

fluido. Os parâmetros reológicos têm aplicação direta no cálculo de perdas de

carga na tubulação e velocidade de transporte dos cascalhos, fatores importantes

na etapa de perfuração de poços de petróleo.

Posteriormente, são apresentados os resultados da caracterização realizada

no folhelho B-L e no material sintético (celofane). A caracterização do folhelho

B-S já foi apresentada em outros trabalhos (Muniz, 2003; Rabe, 2003 e Duarte,

2004). O folhelho B-L é proveniente da Bacia de Campos localizada na

plataforma marítima brasileira, extraído de uma profundidade de 2842 m onde a

lâmina d’água é de 1127 m.

3.2 Caracterização dos fluidos

3.2.1 Introdução

Os fluidos de perfuração desempenham funções cruciais no processo de

perfuração: suspensão e carreamento de cascalhos, controle de pressão,

DBD


Caracterização dos Materiais 34

estabilização das formações, lubrificação e resfriamento. Para alcançar esses

objetivos, são adicionados aos fluidos de perfuração diferentes materiais, como

exemplo, baritina, argilas bentoníticas, salmouras de sulfato de cálcio, óxido de

cálcio, silicato, umidificantes, surfactantes entre outros (Word Oil, 2002). O tipo

de fluido, se base água ou base óleo, e sua respectiva composição química, é

escolhido de forma a permitir um equilíbrio entre as pressões das formações e as

pressões dentro do poço. Esse equilíbrio é fundamental, impedindo que o fluido

de perfuração invada a formação danificando a capacidade produtiva do poço,

bem como impedindo que o reservatório de petróleo produza de forma

descontrolada para dentro do poço, provocando “kicks” e “blow-outs”.

Os fluidos de perfuração são classificados de acordo com o componente

principal que compõe a fase contínua. Se a fase contínua for água este é conhecido

como fluido base água (WBM – water based mud) e se a fase contínua for óleo

este é chamado fluido base óleo (OBM –oil based mud). Um fluido de perfuração,

na prática, é normalmente chamado de lama de perfuração, devido aos sólidos

suspensos no mesmo. As emulsões são fluidos em que o óleo e a água co-existem,

necessitando-se de um emulsificante que promova a adequada estabilização do

sistema. Se a água está emulsificada no óleo, o sistema é conhecido como emulsão

inversa (invert emulsion).

Por muitos anos, os fluidos base óleo, cuja fase contínua era composta de

óleo diesel, foram utilizados com sucesso na perfuração de poços. Entretanto, a

utilização destes fluidos passou a ser condenada em várias partes do mundo pelo

fato de causar danos ao meio ambiente. Uma solução imediata para este problema

foi a substituição da fase contínua do fluido base óleo por fluidos sintéticos,

menos tóxicos e biodegradáveis. Apesar de apresentarem desempenho similar aos

fluidos base óleo tradicionais, estes fluidos são geralmente mais caros, levando a

indústria a continuar a pesquisa no desenvolvimento de outros fluidos.

Os fluidos base água, além de serem normalmente mais baratos e

potencialmente menos agressivos ao meio ambiente, provocam um menor dano na

rocha reservatório e favorecem a realização de perfis sísmicos (logs). Entretanto,

têm uma desvantagem em relação aos fluidos base óleo no momento de perfurar

folhelhos, visto que esta rocha costuma ser muito reativa quando em contato com

água, gerando problemas de instabilidade. Em relação à estabilidade de folhelhos,

o diferencial existente nos fluidos base óleo reside na elevada pressão capilar

DBD



gerada na interface fluido-folhelho que impede a transmissão de pressão para a

formação.

Segundo Serra (2003), os fluidos base água são utilizados principalmente na

perfuração das partes mais rasas de reservatórios profundos, em formações de

baixa permeabilidade e pouco sensíveis à água. Os fluidos base óleo são utilizados

onde a estabilidade e inibição do inchamento de folhelhos são necessários. Os

fluidos base óleo sintético têm desempenho similar aos base óleo, com a vantagem

de serem menos tóxicos e biodegradáveis, causando menos impacto ao meio

ambiente (Exploring for offshore oil and gas, 2001 e Synthetic, 2003).

Ao longo do desenvolvimento desta dissertação seis diferentes fluidos foram

utilizados na realização dos ensaios, sendo dois destes, fluidos de perfuração

sintéticos base óleo (Emulsão I e II), dois fluidos de perfuração base água (Goma

Xantana Pura e Goma Xantana Salina), além da parafina linear hidrogenada e do

óleo mineral. A nomenclatura apresentada entre parênteses será utilizada ao longo

da dissertação de modo a simplificar a leitura. A Tabela 3. 1 apresenta os fluidos

utilizados e suas respectivas composições. Tabela 3. 1.-.Fluidos utilizados e suas respectivas composições

Fluido Composição Parafina Linear Hidrogenada Pura Óleo Mineral Puro

Goma Xantana em solução salina Água deionizada, 8,59 Kg/m3 de goma Xantana, 57 Kg/m3 de KCl, bactericida

Goma Xantana em água pura Água deionizada, 8,59 Kg/m3 de goma Xantana, bactericida

Emulsão I Parafina Linear Hidrogenada/salmoura saturada

em NaCl – 60/40, 34,23 Kg/m3 de emulsificante e 17,12 Kg/m3 de CaO

Emulsão II Parafina Linear Hidrogenada/salmoura não

saturada de NaCl – 60/40, 28,5 Kg/m3 de CaO, 122,68 Kg/m3 de NaCl e 40 Kg/m3 de emulsificante

Cada componente adicionado ao fluido de perfuração age de forma a

melhorar uma determinada característica do mesmo como lubrificabilidade,

viscosidade, pH, densidade, entre outras. Estas propriedades são cuidadosamente

estudadas por engenheiros e químicos de forma a garantir um melhor desempenho

dos fluidos durante a perfuração.

No caso específico dos componentes apresentados na Tabela 3. 1, a cal

(CaO) utilizada nas emulsões I e II age como alcalinizante e saponificante. A

goma xantana é um polímero utilizado como viscosificante, atuando

DBD



principalmente na melhoria do carreamento e suspensão de cascalhos. O

bactericida é utilizado para eliminar o possível desenvolvimento de bactérias no

fluido e o emulsificante atua de forma a garantir uma mistura homogênea de dois

fluidos imiscíveis, água e óleo.

As emulsões utilizadas foram preparadas e fornecidas pelo CENPES-

Petrobrás, assim como a parafina hidrogenada pura. A goma xantana foi preparada

no LIRF-GTEP de acordo com a metodologia citada em Duarte (2004).

Os fluidos utilizados foram devidamente caracterizados de forma a obter

suas propriedades reológicas, tensão interfacial, ângulo de contato e atividade

química. Estas propriedades são importantes para entendimento do

comportamento destes fluidos durante a perfuração.

3.2.2 Ensaios de Reologia

A determinação das propriedades reológicas é fundamental para os estudos

de limpeza do poço, avaliação de pressões de poço e perda de carga no sistema.

Os parâmetros a serem obtidos são função do tipo de fluido (newtoniano ou não-

newtoniano) e do modelo reológico utilizado para caracterizá-lo. Diferentes

modelos reológicos são encontrados na literatura (Whittaker,1985, Bourgoyne et

al. 1986 e Machado, 2002) para caracterizar fluidos de perfuração, entretanto os

mais conhecidos são o Modelo de Bingham, o Modelo de Ostwald de Waale, o

Modelo de Herschel-Bulkley e o Modelo de Robertson-Stiff.

Figura 3. 1 – Viscosímetro Fann 35A

Os ensaios realizados seguiram a mesma metodologia apresentada por

Duarte (2004), onde, inicialmente, determinam-se, com auxílio de um

DBD



Viscosímetro Fann 35A (Figura 3. 1), as medidas de deflexão em função de

determinadas taxas de cisalhamento. A medidas de deflexão obtidas são

apresentadas na Tabela 3. 2. Em seguida, utilizando uma rotina específica do

software SIMCARR© 6 (Costa & Fontoura, 2004 e Costa et al., 2004), pode-se

adotar diferentes modelos reológicos, a partir dos valores das deflexões, e

verificar qual deles melhor se ajusta aos valores medidos. A escolha do modelo

que melhor se ajusta aos valores medidos é realizada com base no desvio padrão

fornecido pelo programa que informa o quão o fluido ensaiado se encaixa no

modelo adotado. Tabela 3. 2 – Medidas de deflexão para os fluidos estudados

Emulsão I Emulsão II G. Xantana Pura G. Xantana Sal. ψ 600 21 21 69 84 ψ 300 15 12 57 73 ψ 200 11 9 51 62 ψ 100 7 5 43 50 ψ 6 3 1 29 27 ψ 3 1 1 27 25

O modelo Herschel–Bulkley foi escolhido para representar os fluidos

ensaiados, visto que o mesmo apresentou o menor desvio padrão dentre os

modelos reológicos adotados. O modelo de Herschel–Bulkley, equação(3.1), é

considerado o mais completo em relação aos outros modelos, uma vez que sua

equação engloba três parâmetros a saber: Kc, índice de consistência, nc, índice de

comportamento e τ0, limite de escoamento real. Os valores determinados para os

parâmetros acima, obtidos através do uso do software SIMCARR© 6 são

apresentados na Tabela 3. 3 juntamente com o desvio padrão (SD) obtido em cada

ajuste.

0τγτ +

=

cn

cKo

para 0ττ >

0=o

γ para 0ττ ≤

(3.1)

Tabela 3. 3 – Parâmetros reológicos dos fluidos

Parâmetros Reológicos

τ0 (lb/100ft2) nc Kc (lbsn/100ft2) SD (lb/100ft2) Emulsão I 0,8917 0,6176 0,2938 0,7551 Emulsão II 0,6432 0,8362 0,0656 0,1601

Goma Xantana Pura 23,3361 0,4598 1,9572 0,3121 Goma Xantana Salina 12,9292 0,3483 6,6537 1,8923

DBD



A Figura 3. 2 e a Figura 3. 3 apresentam as curvas de reologia dadas pela

tensão cisalhante (τ) em função da taxa de cisalhamento ( ), respectivamente,

para os fluidos base água e base óleo.

o

γ

0,1

1

10

100

1000

1 10 100 1000 10000Taxa de cisalhamento (s-1)

Tens

ão C

isal

hant

e (lb

/100

ft2 )

Goma Xantana Salina

Goma Xantana Pura

Figura 3. 2 – Curvas de reologia dos fluidos base água

0,1

1

10

100

1000


Tens

ão C

isal

hant

e (lb

/100

ft2 )

Emulsão I

Emulsão II

Figura 3. 3 – Curvas de reologia dos fluidos base óleo

Da representação das curvas de reologia pode-se notar que os fluidos base

água apresentam tensões cisalhantes mais elevadas que os fluidos base óleo. Os

resultados da goma xantana estão de acordo com os ensaios realizados por Duarte

(2004). No gráfico da emulsão I (Figura 3. 3), mesmo apresentando um ponto fora

da curva, o modelo de Herschel-Bulkley foi o que apresentou o menor desvio

DBD



padrão. De forma a checar o resultado, um novo ensaio foi realizado apresentando

o mesmo comportamento.

A Figura 3. 4 e a Figura 3. 5 apresentam a variação da viscosidade em

função da taxa de cisalhamento, respectivamente, para os fluidos base água e base

óleo. Pode-se notar pelo gráfico da Figura 3. 4, que ocorre uma inversão de

valores de viscosidade entre a goma xantana salina e da goma xantana pura

quando se aumenta a taxa de cisalhamento. Apesar disso, percebe-se que a adição

de KCl não interfere significativamente na viscosidade dos mesmos. Observa-se

também que a viscosidade dos fluidos base água são mais elevadas que os fluidos

base óleo (Figura 3. 5).

Dos parâmetros reológicos mostrados na Tabela 3. 3, pode-se concluir que

os fluidos base óleo apresentam limite de escoamento (τ0) muito baixo, e os base

água apresentam limites de escoamento mais elevados, sendo o τ0 da goma

xantana pura maior que o da goma xantana salina. Pode-se dizer que estes fluidos

base água são pseudoplásticos mas tendem à viscoplasticidade e os base óleo são

pseudoplásticos. Nos índices de consistência Kc dos fluidos base óleo, observa-se

valores muito baixos e o da goma xantana salina apresenta valor de 6,65, um valor

bastante significativo, pois quanto maior o Kc, maior a viscosidade do fluido. Para

o índice de comportamento nc, percebe-se que todos os fluidos apresentam índice

de comportamento não newtoniano pseudoplástico, 0< n < 1. Os fluidos base óleo

apresentam valores próximos de 1, devido ao fato da parafina, que é a base das

emulsões I e II ser um fluido newtoniano (n=1). Os fluidos base água, mesmo

tendo água que é um fluido newtoniano como solvente, apresentam nc mais baixos

devido à goma xantana que confere ao fluido um caráter não-newtoniano.

DBD



0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

10000,0

1 10 100 1000 10000Taxa de Cisalhamento (s-1)

Vis

cosi

dade

(cP)

Goma Xantana Salina

Goma Xantana Pura

Figura 3. 4 - Curvas de viscosidade dos fluidos base água

0,1

1,0

10,0

100,0

1000,0

1 10 100 1000 10000Taxa de Cisalhamento (s-1)

Vis

cosi

dade

(cP)

Emulsão I

Emulsão II

Figura 3. 5 - Curvas de viscosidade dos fluidos base óleo

O óleo mineral e a parafina são considerados Newtonianos devido a

proporcionalidade entre a tensão cisalhante e a taxa de cisalhamento na

representação gráfica dos mesmos. Como exemplo, é apresentado na Figura 3. 6 o

resultado do ensaio de reologia feito com o óleo mineral. A representação gráfica

de viscosidade versus taxa de cisalhamento é uma reta paralela ao eixo das taxas

de cisalhamento, pois a viscosidade é constante e igual a 57,6 cP.

DBD



0,1

1

10

100

1000


Tens

ão C

isal

hant

e (lb

/100

ft2 )

Óleo Mineral

Figura 3. 6 – Curva de reologia do óleo mineral

3.2.3 Tensão Superficial/Interfacial

Para a determinação experimental da tensão superficial dos fluidos base óleo

em estudo, foi utilizado o método do anel que mede a tensão superficial fluido/ar.

Este ensaio foi realizado no Laboratório de Caracterização de Fluidos do

Departamento de Engenharia Mecânica da PUC-Rio utilizando um Tensiômetro

(LAUDA TE1C) que é apresentado na Figura 3. 7.

(a) (b) Figura 3. 7 – Vista frontal (a) e esquema (b) do Tensiômetro

O método do anel consiste em colocar o fluido de interesse no béquer e

baixar o anel (Figura 3. 8a) até que este atravesse completamente a superfície do

fluido, girando o volante de posicionamento (Figura 3. 7b). O ensaio se inicia

DBD



quando o “parafuso sem-fim” (Figura 3. 7b) é acionado mecanicamente fazendo

com que o béquer com a amostra se desloque para baixo. Com a suspensão do

anel, surge uma força na interface fluido/ar (Figura 3. 8b) que é lida por um

transdutor de força e registrada por um voltímetro. O valor máximo medido

corresponde à força na iminência do rompimento da interface. De

aproximadamente 3 leituras realizadas é obtida uma média aritmética usada para

calcular a tensão superficial do fluido.

(a) (b) Figura 3. 8 – (a) – Detalhe do anel do Tensiômetro (b) – Tensão interfacial gerada pela

ascensão do anel

A voltagem medida no transdutor, Ω,é proporcional à força aplicada sobre

ele, Kt. Logo,

ΩΩ

=p

pt

KK

(3.2)

Onde, Ωp (0,408 Volts) é a voltagem que corresponde a Kp = 0,5 g x

9,78800 m/s2 = 4,8900 mN (peso do anel). Dividindo-se a força máxima durante o

teste, Kmáx por duas vezes o perímetro do anel de platina, de diâmetro (d) pode-se

calcular a tensão superficial não corrigida segundo a equação abaixo:

dK

πσ

2max

0 = (3.3)

Para este tensiômetro o diâmetro do anel é de 0,0191 m, então combinando

as duas equações acima pode-se obter:

m0 100Ω=σ (3.4)

DBD



onde Ωm é o valor médio (em Volts) das três medidas de voltagem máxima,

e σ0 é dado em mN/m.

Para se obter a tensão superficial do fluido, σa, é necessário aplicar um fator

de correção, F, conhecido como fator de Harkins-Jordan. Este fator leva em conta

o fato de que elevar meniscos de líquidos de massas específicas diferentes requer

forças diferentes. F é função da razão admensional λ≡d3/8β, onde β é o volume de

líquido elevado, na iminência do rompimento. Pode-se obter β dividindo-se a

força máxima pela massa específica do líquido, ρl, e pela ação da gravidade, g.

gd2

gK

l

0

l

máxρ

σπ=

ρ=β

(3.5)

Assim:

00

2l 04,71

16gd

σρ

=πσ

ρ=λ

(3.6)

A densidade do fluido é facilmente obtida pelo método do picnômetro,

seguindo as especificações do INMETRO, utilizando-se um picnômetro de

volume conhecido e um termômetro. Antes de iniciar o ensaio no tensiômetro,

pesa-se o conjunto (picnômetro + termômetro) e logo em seguida pesa-se o

conjunto (picnômetro + termômetro + fluido), de onde, por diferença, pode-se

obter o peso do fluido. Fazendo a divisão do peso do fluido pelo seu volume

chega-se ao valor da sua densidade, corrigida para a temperatura ambiente no

momento do ensaio.

O fator adimensional, F, se calcula através da equação (3.7) abaixo. 65432 003608,0045378,022933,059858,08675,072139,01971,1 λλλλλλ +−+−+−=F (3.7)

Daí obtém-se a tensão superficial com o auxílio da expressão a seguir:

0a Fσ=σ (3.8)

Tabela 3. 4 – Valores experimentais de tensão superficial fluido/ar e densidade

Fluido Tensão Superficial (mN/m)

Densidade (g/ml)

Temperatura (ºC)

Óleo Mineral 30,3 0,8708 22 Emulsão II 27,3 0,9112 21,5

Parafina 26,4 0,7679 22

A Tabela 3. 4 apresenta os valores obtidos para a tensão superficial fluido/ar

utilizando o método do anel para o óleo mineral, a parafina e a emulsão II.

DBD



Infelizmente, este ensaio não foi realizado na emulsão I devido a manutenção no

equipamento que até o momento encontra-se fora de uso.

Firoozabadi & Hauge (1990) publicaram valores de tensão superficial para o

sistema óleo mineral e ar de 27 mN/m para uma densidade de 0,80 g/cm3 e Zhang

et al. (1996) apresentam valores de 51,77 mN/m para tensão superficial de um

óleo branco medido pelo método do anel, com densidade de 0,88 g/cm3. Desta

forma, verifica-se que o valor obtido é consistente com os apresentados na

literatura.

O ensaio utilizando o método do anel, como dito anteriormente, fornece o

valor da tensão superficial fluido/ar. Entretanto, como o folhelho possui um fluido

de poros, deve-se obter, na verdade, a tensão interfacial entre fluido de

perfuração/fluido de poros. Para isto foram utilizadas três diferentes metodologias

apresentadas na revisão bibliográfica, considerando que a tensão superficial do

fluido presente nos poros do folhelho seja igual ao da água pura.

Segundo Adamson (1990) e Schlemmer (2002) a tensão superficial da água

(22ºC) equivale a 72,94 mN/m e 74,0 mN/m, respectivamente. Entretanto, o valor

de 67,2 mN/m foi determinado experimentalmente na presente pesquisa e será

utilizado nos cálculos da tensão interfacial fluido/água através das equações (2.8),

(2.9) e (2.10). Os valores obtidos são apresentados na Tabela 3. 5. Tabela 3. 5 – Valores da tensão interfacial fluido/água

GIRIFALCO (9) MN/M REFERÊNCIA

FLUIDO

ANTONOFF (8) MN/M

FOWKES (10) MN/M 0,5* 0,6* 0,7*

Óleo Mineral 36,9 46,09 52,37 34,32 43,35

Emulsão II 39,9 45,71 51,67 34,53 43,10

Parafina 40,8 45,62 51,48 34,63 43,05

* Variações do fator Φm

As equações propostas por Girafalco & Good (1957) e Fowkes (1962)

necessitam da utilização de um terceiro parâmetro experimental para a

determinação da tensão interfacial, que no caso, são, respectivamente, o Φm que

pode variar de 0,5 a 0,7 para tensões entre hidrocarbonetos e água, de acordo com

o volume molar das duas substâncias e o σvf que é o termo devido a força de van

der Waals adotado como 21,8 ± 0.7 mN / m para a água a 20ºC.

DBD



Desta forma, salienta-se que os valores calculados a partir destas equações,

são meramente qualitativos e apresentados simplesmente com o objetivo de

comparação.

3.2.4 Angulo de contato

Um grande esforço também foi realizado na tentativa de se medir o ângulo

de contato dos fluidos utilizando o método da bolha séssil, por meio de um

goniômetro (SEO- Phoenix300) (Figura 3. 9) pertencente ao Laboratório de

Caracterização de Fluidos do Departamento de Engenharia Mecânica da Puc-Rio.

O equipamento pode medir tensão superficial, energia de superfície, trabalho de

adesão e ângulo de contato pelos métodos de gotas/bolhas pendentes e

gotas/bolhas sésseis em contato com o ar.

Figura 3. 9 – Vista do Goniômetro SEO Phoenix 300

Esse equipamento consta de uma câmera filmadora que capta a imagem do

fluido sobre uma superfície e a envia para um computador. O software realiza a

análise matemática avançada do perfil da gota usando os métodos de Girifalco-

Good-Fowkes-Young, Owens-Wendt Geometric Mean, Wu Harmonic Mean, e

Lewis Acid/Base (site da SEO). Essa análise assegura medidas de ângulo de

contato na faixa entre 0 e 180 graus com ±0.1° de precisão, e tensões superficiais

de 10-1 até 103 mN/m com resolução de ±0.05 mN/m. Imagens com o resultado

do ensaio são disponibilizadas na tela do computador, como pode ser visto na

Figura 3. 10.

DBD



(a)

(b)

Figura 3. 10: (a) – Janela do programa SEO –Phoenix 300 (b) Detalhe da imagem da

gota

Quatro ensaios foram realizados neste equipamento utilizando o óleo

mineral característico por sua coloração azulada. Os resultados destes testes são

apresentados na Figura 3. 11, onde pode-se observar uma variação elevada entre

os ângulos de contato (θ) medidos. Os ensaios realizados com a parafina linear

hidrogenada não permitiram a captura de imagens em função da dificuldade de

visualização (material transparente) e também pelo espalhamento da mesma sobre

a superfície, o que impossibilitou o cálculo do ângulo de contato.

(a) θ = 5º

(b) θ = 22º

(c) θ = 26º

(d) θ = 9º

Figura 3. 11 – Ângulo de contato do óleo mineral

Em função do insucesso dos primeiros ensaios, optou-se pela não realização

de ensaios com as emulsões. No mesmo goniômetro, o método da gota pendente

foi utilizado na tentativa de se determinar a tensão superficial entre o fluido e o ar.

Infelizmente, os resultados também não foram confiáveis, devido à falta de

precisão na captura da imagem no momento de queda da gota do fluido. Os

problemas ocorridos na utilização do Goniômetro foram basicamente em função

de um defeito mecânico no sistema automático de geração da bolha que impedia o

controle e reprodutibilidade do volume da mesma.

Desta forma, decidiu-se seguir um procedimento comumente adotado na

literatura (van Oort, 1994 e Schlemmer et al., 2002) que consiste em considerar

como zero o ângulo de contato no sistema fluido/folhelho para o cálculo da

pressão capilar de entrada.

DBD



3.2.5 Atividade química dos fluidos

A atividade química dos fluidos é fundamental para a determinação da

pressão osmótica teórica que é gerada quando se coloca dois fluidos separados por

uma membrana semi-permeável perfeita. As medidas de atividade química foram

realizadas por meio de um termo-higrômetro como proposto por Chenevert (1970

e 1990) seguindo a metodologia sugerida por Rabe (2003). Neste caso, o fluido de

interesse é inserido no interior de um erlenmeyer onde permanece hermeticamente

fechado. Após um período de estabilização é medida a umidade relativa do ar que

é numericamente igual à atividade química do mesmo. Os ensaios foram

realizados com todos os fluidos salinos estudados, fornecendo os valores

representados na Tabela 3. 6. Tabela 3. 6 – Valores da atividade química dos fluidos

FLUIDO ATIVIDADE QUÍMICA Goma Xantana em solução salina 0,986

Emulsão I 0,826 Emulsão II 0,938

3.3 Caracterização dos folhelhos

3.3.1 Introdução

A caracterização do folhelho B-L constou de ensaios de granulometria,

composição mineralógica e textural, porosimetria e atividade química, dos quais

só serão mostrados os resultados, visto que a metodologia para tal pode ser

encontrada nas normas da ABNT e referências citadas ao longo do texto. Uma

comparação entre este folhelho e outros já estudados é realizada ao longo da

dissertação.

3.3.2 Análise granulométrica e Índices Físicos

A análise granulométrica foi realizada por peneiramento fino e

sedimentação seguindo as normas da ASTM onde, inicialmente, 50 g do folhelho

DBD



previamente destorroado e passante na peneira de 40# é agitado em solução

aquosa juntamente com um defloculante. Após todo o processo de sedimentação,

o material é peneirado a úmido na peneira 200# e, em seguida, encaminhado para

o peneiramento fino.

Os resultados mostram que o folhelho B-L é composto por 12,1 % partículas

dimensão areia, 48,2 % de silte e 39,7 % de argila. Esse folhelho pode ser

classificado como silto-argiloso, diferentemente do folhelho B-S estudado por

Rabe (2003), que é considerado predominantemente argiloso, composto por 13 %

de areia, 37 % de silte e 50 % de argila.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0,001 0,01 0,1 1 10 100Diâmetro dos Grãos (mm)

Porc

enta

gem

que

pas

sa (%

)

Folhelho B-L

Figura 3. 12 – Curva granulométrica do folhelho B-L

Para o cálculo dos índices físicos foram determinadas a densidade dos

grãos, a umidade natural e as dimensões e peso de cada corpo de prova antes de

sua utilização na célula de difusão. A densidade dos grãos (G) foi obtida pelo

método do picnômetro, seguindo as normas da ABNT, fornecendo um valor de

2,74 para o folhelho B-L. O teor de umidade natural de 8,22 % foi medido

utilizando a metodologia da ASTM, que consiste na secagem da amostra

preservada em estufa a 105ºC por um período de 24h. Este teor de umidade foi

determinado utilizando pedaços do folhelho B-L preservados em óleo mineral.

Este teor de umidade é considerado igual para todos os corpos de prova ensaiados.

O grau se saturação (S), índice de vazios (e) e a porosidade (n) foram

determinados utilizando as equações (4. 2), (4. 3) e (4. 4) para cálculo dos índices

físicos em meios porosos, Lambe & Whitman (1969).

DBD



VW

s =ρ (4. 1)

eGwS =

(4. 2)

1G)w1(

es

w −ρ

ρ+=

(4. 3)

1001 e

en+

= (4. 4)

Onde:

ρw= Massa específica da água;

W= Peso total;

V= Volume total;

Tabela 3. 7– Dados iniciais e finais dos corpos de prova

Corpos de Prova B-L

CP01 CP02 CP04 CP05 B-S Parâmetros

I F I F I F I F I F H (mm) 17,12 17,14 15,37 15,6 15,47 15,53 16,88 17,05 16,41 --- D (mm) 38,05 38,07 38,02 38,13 38,01 38,15 38,00 38,03 38,13 --- W (g) 46,71 46,81 41,94 41,96 41,82 41,84 46,19 46,33 41,33 --- w (%) 8,22 8,41 8,22 8,9 8,22 7,92 8,22 8,96 12,72 12,72

V (cm3) 19,46 19,51 17,45 17,81 17,55 17,75 19,14 19,36 18,73 --- ρs (g/cm3) 2,39 2,39 2,40 2,35 2,38 2,36 2,41 2,39 2,21 ---

G 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,74 2,69* --- e 0,235 0,238 0,234 0,267 0,245 0,255 0,229 0,248 0,375 ---

S (%) 95,53 96,65 96,38 91,45 92,07 85,24 98,38 98,99 91,12 --- n (%) 19,07 19,25 18,94 21,06 19,65 20,29 18,63 19,87 27,32 ---

(*) Muniz (2003)

Na Tabela 3. 7 encontram-se os resultados para cada corpo de prova,

calculados no início e no fim de cada ensaio na célula de difusão, sendo quatro

CP’s provenientes do folhelho B-L e apenas um do B-S.

Observa-se que o folhelho B-L apresenta valores médios de índices de

vazios (0,24) e porosidade (19 %) muito inferiores aos folhelhos já estudados por

Muniz (2003) e Duarte (2004), que têm em média índices de vazios de 0,40 (B),

0,69 (B-S), 0,86 (N) e porosidades de 29 % (B), 41 % (B-S), 46 % (N). Esta

estrutura mais fechada pode representar uma maior dificuldade de fluxo tanto de

água quanto de íons através desse folhelho.

DBD



3.3.3 Composição e distribuição mineralógica

O folhelho B-L foi caracterizado mineralogicamente através da análise

química, da difratometria de raios (DRX), microscópio petrográfico e microscopia

eletrônica de varredura (MEV).

Para se realizar a análise da composição do folhelho foi utilizado a técnica

de Fluorescência de Raios-X, com a qual pode-se conhecer a composição química

dos constituintes da rocha. A fusão para a determinação dos óxidos foi obtida com

tetraborato de lítio, conforme informações da Lakefield Geosol Laboratórios Ltda,

que realizou esse ensaio. Na Tabela 3. 8 estão os resultados das análises químicas

do folhelho B-L. Com objetivo de comparação, também é apresentada a análise da

amostra B-S realizada por Rabe (2003). Tabela 3. 8 - Análise química dos constituintes dos folhelhos

Folhelho Composição (%) B-L B-S*

SiO2 34,6 47,4 Al2O3 11,8 13,8 CaO 21,1 9,7 P.F. 22,36 12,84

Fe2O3 4,5 5,9 K2O 1,5 3,6 MgO 1,6 2,4 Na2O 1,1 2,5 TiO2 0,59 0,88 P2O5 0,11 0,21 MnO 0,05 0,09 BaO 0,03 0,0641

P.F. = Perda ao fogo (*) Rabe (2003)

A análise química forneceu elevado teor de óxido de cálcio (CaO), um

indicador da presença de calcita (CaCO3) e baixa concentração de dolomita

(CaMg(CO3)2), que também foi observado através do microscópio petrográfico e

da difratometria de raios-X.

Foi utilizada a técnica de difratometria de raios-X (Carrol, 1970), para

identificar os minerais presentes no folhelho B-L, utilizando lâminas de fração

total e fração argila preparadas pelo método da pipetagem. As amostras foram

analisadas através da difratometria de raios-X, com a leitura do 2θ variando de 5 a

90 graus, em um difratômetro da marca SIEMENS modelo D-5000 com radiação

Cu K α, do Departamento de Ciência dos Materiais e Metalurgia - PUC-Rio.

DBD



A fração argila é constituída principalmente por argilominerais do grupo da

caulinita. Já a fração total é constituída principalmente por quartzo, calcita e

caulinita. Para uma melhor identificação dos constituintes mineralógicos,

principalmente da fração argila, ainda faz-se necessário um tratamento prévio das

lâminas por aquecimento e glicolagem. A Figura 3. 13 e a Figura 3. 14 mostram

os difratogramas de raios-X do folhelho B-L.

Figura 3. 13. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração argila.

Lâminas delgadas foram preparadas para realização de microscopia óptica e

eletrônica de varredura. Estas lâminas foram descritas e fotografadas através de

um microscópio petrográfico Zeiss modelo Axeoplan, indicando que

composicionalmente e texturalmente as amostras de fração total e fração argila

são muito semelhantes. A rocha é de coloração amarronzada e constituída

essencialmente por: calcita (cimento), quartzo, caulinita/esmectita/ilita,

secundariamente clorita e minerais opacos (sulfeto de ferro). Os argilominerais

estão intimamente associados ao cimento carbonático (calcita). A rocha é de

granulometria fina e relativamente homogênea, não sendo observadas estruturas

sedimentares ou gradação granulométrica.

DBD



Figura 3. 14. Difratograma de raios-X da amostra B-L – fração total.

Devido a granulometria muito fina da rocha é difícil individualizar os

minerais que constituem a sua matriz utilizando microscópio petrográfico. Nas

lâminas pôde-se observar uma grande concentração de microfósseis de

organismos marinhos, principalmente carapaças de foraminíferos. As carapaças

tem em média 0,5 mm e encontram-se parcialmente substituídas por calcita

(CaCO3) e eventualmente por pirita (FeS2), como pode ser observado na

Figura 3. 15 obtida com aplicação de luz polarizada tipo nicóis cruzados.

Figura 3. 15. Fotomicrografias da lâmina delgada do folhelho B-L mostrando carapaças

de foraminíferos parcialmente substituídas por carbonato de cálcio. Nicóis cruzados.

Com o objetivo de realçar a porosidade da rocha, as amostras foram

impregnadas com resina azul, segundo o método proposto por Cesero (1989).

DBD



Neste estudo verificou-se que a porosidade da rocha é baixa, os poros são

irregulares e se desenvolvem principalmente na forma de fraturas (Figura 3. 16).

Observou-se também a existência de pequenos poros formados no interior das

carapaças dos foraminíferos, no entanto esses poros ocorrem de forma isolados e

não foram preenchidos com a resina azul. A grande concentração de cimento

carbonático na matriz da rocha e a presença de minerais opacos (pirita)

diagenéticos contribuem para a diminuição da porosidade. Estes dados confirmam

os resultados obtidos através da porosimetria. A resina azul indica a presença de

poros e os pontos amarelos são micas.

a) b) Figura 3. 16. Fotomicrografia do folhelho B-L. a) Resina azul (poros) e pontos amarelos

(micas). b) Poros preenchidos por Pirita. Nicóis cruzados

O microscópio eletrônico de varredura (MEV) foi utilizado com objetivo de

obter uma análise mais detalhada dos constituintes mineralógicos e da textura da

rocha, principalmente da porosidade. O uso desta técnica vem se tornando mais

freqüente por fornecer informações de detalhe, com aumentos de até 300.000

vezes (Duarte et al., 2003).

As análises foram realizadas no Digital Scanning Microscope – Modelo

DSM 960 – Marca Zeiss, pertencente ao Laboratório de Microscopia Eletrônica

do Departamento de Ciência dos Materiais e Metalurgia. Foram analisadas duas

amostras, uma lâmina delgada e um fragmento da rocha. Os minerais não

condutores de corrente elétrica para serem analisados no MEV/EDS devem ser

previamente metalizados. A metalização consiste na precipitação, a vácuo, de uma

película micrométrica de material condutor (e.g., ouro ou carbono) sobre a

superfície do mineral, possibilitando a condução da corrente elétrica. Dessa forma

DBD



as amostras foram metalizadas com ouro, utilizando-se um Metalizador Balzers –

SCD 050.

Através do MEV foi possível confirmar que o folhelho B-L apresenta uma

granolumetria muito homogênea (Figura 3. 17a) e que é constituído

principalmente por quartzo, calcita, caulinita e pirita. A calcita ocorre espalhada

por toda a rocha na forma de cimento, contribuindo para a diminuição da

porosidade do material (Figura 3. 17a). É comum a presença de carapaças de

invertebrados (Figura 3. 17b), principalmente de foraminíferos, as quais estão

preenchidas por calcita (Figura 3. 18a) e eventualmente por grãos bem

cristalizados de pirita (FeS2). A Figura 3. 18b apresenta um grão de quartzo

envolto pela matriz caulinítica. Na Figura 3. 19a observa-se um aglomerado de

pirita preenchendo os poros da rocha e na Figura 3. 19b é apresentado o EDS

confirmando a composição química da pirita.

a)

b)

Figura 3. 17- Fotomicrografia das amostras do folhelho B-L. a) aglomerado de pirita

(clara) e fragmento de carapaça; elétrons retroespalhados; b) carapaça de foraminífero,

elétrons secundários

DBD



a)

b)

Figura 3. 18- a) carapaça de foraminífero preenchida por calcita, elétrons secundários; b)

grão de quartzo envolto pela matriz caulinítica, elétrons secundários.

a)

b) Figura 3. 19 - a) Fotomicrografia do aglomerado de pirita preenchendo os poros da

rocha, elétrons secundários. b) EDS dos grãos de pirita (FeS2).

DBD



3.3.4 Atividade química

A atividade química do folhelho foi obtida pelo mesmo método utilizado

para determinar as atividades químicas dos fluidos, o método do termo-

higrômetro. Tendo sido fragmentadas as amostras indeformadas do folhelho para

que aumentasse a superfície de contato entre a rocha e a atmosfera, e esperado a

homogeneização da pressão de vapor no interior do erlenmeyer, chegou-se ao

valor de 0,85 para a atividade química do folhelho B-L. Essa é a menor atividade

química obtida entre os folhelhos já estudados. Rabe (2003), apresenta valores de

0,917 para o folhelho B, 0,954 para o folhelho B-S e 0,923 para o folhelho N

proveniente do Mar do Norte.

3.3.5 Descrição dos espaços vazios

É de fundamental importância caracterizar o espaço poroso dos folhelhos,

para o melhor entendimento dos processos de transferência de massa. Nessa

dissertação, o raio de poros do folhelho se mostra de grande valor para o cálculo

teórico da pressão capilar, a qual será posteriormente comparada aos valores

experimentais, obtidos dos ensaios na célula de difusão.

Os folhelhos B-L e B-S, e o celofane foram ensaiados pelo método de

porosimetria por injeção de mercúrio (Ritter and Drake,1945) capaz de medir

poros de 0,003 µm a poros com dezenas de micrometros.

Inicialmente as amostras estruturadas dos folhelhos foram moldadas em

formas cilíndricas de modo que pudessem ocupar um maior volume dentro da

câmara de vidro do penetrômetro e, em seguida, foram secas em estufa à 60ºC por

24h de modo a retirar a água livre. Retalhos de celofane, restantes da produção

dos corpos de prova utilizados no ensaio de difusão, foram utilizados no ensaio de

porosimetria.

O equipamento utilizado foi o porosímetro Autopore III, pertencente ao

núcleo de catalisadores do Centro de Pesquisas da Petrobrás (Cenpes). Este

equipamento é capaz de medir o volume de mercúrio injetado nos poros da

amostra, para uma determinada pressão aplicada. O volume injetado é obtido

DBD



através de medidas de capacitância elétrica oriundas de um capacitador cilíndrico

coaxial.

O procedimento de ensaio consiste em colocar a amostra no interior da

câmara de vidro do penetrômetro, onde é submetida a uma pressão de vácuo de

50 mmHg, cujo objetivo é a retirada de ar e o preenchimento do tubo capilar com

o mercúrio. Baixos níveis de pressão são aplicados de forma a envolver toda a

superfície da amostra com mercúrio.

Em seguida a amostra é submetida a pressões crescentes que podem atingir

até 414 MPa, que é a capacidade de injeção do equipamento. A cada estágio, um

período de 10s é necessário para a estabilização da pressão aplicada, independente

do nível de variação da mesma, o que torna o tempo de execução dos ensaios

muito curto.

O raio de poros (r) é função da tensão interfacial (superficial) do fluido

intrudido que no caso é o mercúrio (σHg = 484,6 ± 1,5 N/mm), do ângulo de

contato (θ varia entre 130º e 150º) e de cada incremento de pressão aplicado (∆P),

e pode ser obtido através da equação de Washburn (1921).

Pr Hg

∆=

θσ cos2

(3. 9)

Os resultados deste ensaio são apresentados em gráficos que relacionam o

diâmetro de poros ao volume de mercúrio intrudido (% de Vp) na forma

acumulativa e incremental. A Figura 3. 20 apresenta os resultados, em termos de

intrusão acumulativa, obtidos para os folhelhos B-L e B-S e o celofane, na qual

pode-se avaliar, a mediana dos diâmetros dos poros (D50) que representa o

diâmetro de poros correspondente a 50 % do volume total intrudido. Os valores

obtidos correspondem, respectivamente, a 0,0177 µm e 0,0788 µm para o folhelho

B-L e B-S. O celofane apresenta valor de mediana dos poros de 0,0074 µm e

cerca de 66% dos poros desse material têm tamanho inferior a 0,01 µm. Pode-se

observar que o folhelho B-L possui uma distribuição de poros mais uniforme com

cerca de 80 % destes compreendidos entre 0,009 a 0,035 µm. O que não acontece

com o folhelho B-S que apresenta uma variação maior de tamanho de poros com

cerca de 80 % destes compreendidos entre 0,015 e 0,15 µm.

DBD



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0,001 0,01 0,1 1 10 100Diâmetro dos poros (µm)

Intru

são

acum

ulat

iva

(% d

e V

p)

CelofaneFolhelho B-LFolhelho B-S

Figura 3. 20 – Intrusão acumulativa de mercúrio para os folhelhos B-L e B-S e celofane

A Figura 3. 21 apresenta a distribuição de diâmetro de poros em função da

intrusão incremental. A partir deste gráfico verifica-se que o folhelho B-L

apresenta cerca de 75 % dos poros com diâmetro variando de 0,01 a 0,03 µm, o

folhelho B-S apresenta cerca de 34 % dos poros com diâmetro variando de 0,09 a

0,12 µm e o celofane apresenta 87,4% dos poros variando de 0,003 a 0,03 µm.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0,001 0,01 0,1 1 10 100Diâmetro dos poros (µm)

Intru

são

incr

emen

tal (

% d

e V

p)

CelofaneFolhelho B-LFolhelho B-S

Figura 3. 21 – Intrusão incremental para os folhelhos B-L e B-S e celofane

A partir deste ensaio é possível determinar a porosidade interconectada, que

foi de 14,0 % e 33,8 %, respectivamente, para os folhelhos B-L e B-S. Estes

DBD



valores são naturalmente menores que os obtidos através dos índices físicos que

mede a porosidade total, ou seja, considerando os poros conectados ou não. O

celofane apresenta porosidade interconectada de 5,6 % obtida apenas pelo ensaio

de porosimetria, visto não ser possível obter sua porosidade através de índices

físicos.

O ensaio de porosimetria por injeção de mercúrio fornece valores de

diâmetro médio dos poros de 3 formas diferentes: i) em termos de volume (v); ii)

em termos de área (A) e iii) em termos de 4v/A. A Tabela 3. 9 apresenta estes

valores obtidos para os folhelhos e o celofane. Tabela 3. 9– Valores de diâmetro médio de poros

4v/A (µm) Volume (µm) Área (µm) Celofane 0,0068 0,0074 0,0064 Folhelho B-S 0,0327 0,0788 0,0134 Folhelho B-L 0,0148 0,0177 0,0130

Bol (1992) e van Oort (1996) admitem que o raio médio dos poros dos

folhelhos está em torno de 5 nm e 10 nm, respectivamente, ou seja, o diâmetro

médio dos raios dos poros é de 0,005 a 0,01 µm. Por meio dos ensaios realizados

nesse trabalho e nos resultados mostrado por Rabe (2003) pode-se verificar que

esses valores estão subestimados em relação aos folhelhos aqui estudados.

3.4 Conclusões

Nesta seção, uma caracterização extensa dos fluidos utilizados nesta

dissertação é apresentada. O estudo de reologia dos fluidos mostra que os mesmos

são classificados como pseudoplásticos não Newtonianos. Os ensaios de ângulo

de contato, em função de problemas mecânicos do equipamento, infelizmente, não

apresentaram resultados satisfatórios. Dessa forma, recomenda-se adotar como

zero o ângulo de contato para o cálculo da pressão capilar (van Oort, 1994 e

Schlemmer, 2002).

A tensão superficial dos fluidos foi determinada e a tensão interfacial

estimada, seguindo três diferentes metodologias apresentadas na literatura. Em

função dos resultados apresentados, utilizou-se os valores obtidos pela regra de

DBD



Antonoff (1907) para estimativa da pressão capilar, visto que para essa regra não

se necessitava de outros parâmetros além das tensões superficiais do fluidos.

Os ensaios de caracterização mostraram que o folhelho B-L apresenta

granolumetria fina e homogênea podendo ser classificado como silto-argiloso e

sendo composto, principalmente, por quartzo, calcita, caulinita e pirita. Este

folhelho apresenta uma baixa porosidade decorrente da alta concentração de

carbonato de cálcio que age como material cimentante.

Os ensaios de porosimetria mostraram que o folhelho B-L apresenta

diâmetro de poros bem menores que os outros folhelhos já estudados nessa mesma

linha de pesquisa. Somente com base na porosimetria, pode-se prever uma maior

restrição ao fluxo e uma maior pressão capilar dos fluidos em contato com este

folhelho.

Os valores de tensão interfacial e diâmetro de poros obtidos, serão utilizados

para o cálculo da pressão capilar que, posteriormente, será comparada aos valores

obtidos experimentalmente nos ensaios realizados na célula de difusão.

DBD


4 Ensaios Realizados na Célula de Difusão

4.1 Introdução

Neste capítulo é apresentada uma breve descrição do equipamento utilizado,

assim como a metodologia adotada nos ensaios realizados. Na seqüência,

apresentam-se os resultados e análise dos ensaios com uma comparação dos

valores de pressão capilar obtidos analiticamente e experimentalmente, e

finalmente, as conclusões do capítulo.

Os ensaios aqui apresentados tiveram como objetivo: i) avaliar a pressão

capilar de fluidos base óleo em contato com folhelhos e material sintético

(celofane); ii) obter a permeabilidade e o coeficiente de reflexão do folhelho

estudado; iii) avaliar o comportamento do folhelho frente a diferentes fluidos de

perfuração.

4.2 Equipamento e Metodologia de Ensaios

Os ensaios foram realizados na célula de difusão, Figura 4. 1, desenvolvida

por Muniz (2003). A célula de difusão é capaz de simular condições “in situ” e

aplicar gradientes hidráulicos e químicos a corpos de prova de folhelho, de forma

a avaliar a interação desta rocha com diferentes fluidos de perfuração.

Os ensaios na célula de difusão constam de quatro fases distintas: saturação

do corpo de prova, consolidação, transmissão de pressão e difusão de íons.

A fase de saturação consiste no preenchimento dos vazios do corpo de prova

por água, aplicando-se pressão confinante em estágios sob contrapressão e

medindo-se as variações de poropressão. Para verificar o grau de saturação do

corpo de prova, utiliza-se o parâmetro B de Skempton (1954) dado pela equação

(4. 1):

DBD


Ensaios Realizados na Célula de Difusão 62

conf

uBσ∆∆

= (4. 1)

Onde:

∆u = variação da poropressão;

∆σconf = variação da pressão confinante.

Figura 4. 1 – Esquema da célula de difusão (Muniz, 2003)

Os estágios de confinamento acontecem até o momento em que o valor do

parâmetro B se mostra constante, e não necessariamente próximo de 1, visto que

estamos trabalhando com rochas que podem estar saturadas mesmo com valores

de B abaixo da unidade.

Considerada satisfatória a saturação, o corpo de prova é colocado para

consolidar por no mínimo 18h, pois, segundo Muniz (2003), este período de

tempo é suficiente para estabilização das pressões e deformações aplicadas em

corpos de prova de folhelhos. Esta etapa é realizada de forma a garantir que o

excesso de poropressão gerado quando se impõe o carregamento ao corpo de

prova seja dissipado e não se tenha gradiente de pressão no mesmo.

Quando as poropressões e deformações do corpo de prova se estabilizam,

inicia-se a etapa de transmissão de pressão, na qual aumenta-se a pressão no topo

do corpo de prova e monitora-se o crescimento da pressão na base do mesmo.

Nessa fase, pode-se estimar o coeficiente de permeabilidade do material ensaiado

no caso de se utilizar fluidos base água ou a pressão capilar no caso de fluidos

base óleo. Para estimar o coeficiente de permeabilidade, utiliza-se o programa

DBD



FPORO© desenvolvido por Frydman & Fontoura (1999). A metodologia para

estimativa dos parâmetros quando se utiliza fluidos base água é apresentado em

detalhes por Muniz et al. (2004 e 2005). Mais informações sobre o programa

podem ser encontradas em Frydman e Fontoura (2001), Pastor (2001), Araújo

(2002) e Garcia (2003).

A fase de difusão de íons inicia-se quando as pressões de topo e base do

corpo de prova se igualam para casos de fluidos base água, ou a pressão da base se

estabiliza nos casos de fluidos base óleo. Nesta etapa, mantém-se as pressões nos

reservatórios e substitui-se o fluido no topo do corpo de prova por um fluido

salino. A introdução de um gradiente químico, mantendo-se o gradiente hidráulico

constante, acarreta no surgimento de um fluxo osmótico da água que sai da região

menos concentrada (base) para a região mais concentrada (topo), diminuindo

assim, a pressão na base. Simultaneamente, inicia-se o processo de difusão iônica

caracterizado pelo transporte de íons do reservatório de topo para o reservatório

de base, elevando-se a concentração da base ao longo do ensaio.

Ao final do ensaio, retira-se o corpo de prova, toma-se suas dimensões e

peso e, em seguida, leva-o à estufa, para determinação da umidade final.

O procedimento para realização dos ensaios foram os mesmos utilizados por

Muniz (2003) e Duarte (2004), salvo a colocação e reposição da Emulsão I e II na

interface, realizada na fase de difusão de íons dos ensaios nos CP04 e CP05.

Para estes ensaios, houve a necessidade de desenvolver um procedimento

próprio devido a separação de fases apresentada pelas Emulsões I e II , que ocorre

a partir de uma hora de repouso, como pode ser observado na Figura 4. 2.

Figura 4. 2 – Separação das fases do fluido

Para contornar este problema, decidiu-se realizar a circulação de fluido no

topo do corpo de prova de forma intermitente. Ou seja, duas vezes ao dia o fluido

DBD



é circulado por aproximadamente 40 minutos a uma vazão de 2 ml/min e, em

seguida, a pressão volta a ser aplicada pelo GDS interrompendo-se a circulação.

A seguir, é apresentado o procedimento detalhado utilizado para reposição

de fluido na interface, considerando que o ensaio já esteja em andamento. Nesta

situação a pressão no topo está sendo controlada pelo GDS, estando a válvula de

topo entrada (V5) aberta e a válvula de topo saída (V6) fechada. A Figura 4. 3

apresenta o esquema de disposição dos constituintes do equipamento, com a

mesma configuração utilizada por Duarte (2004), de forma a facilitar o

entendimento do processo de reposição de fluido.

Figura 4. 3 – Circuito de aplicação de pressão no topo (Modificado de Duarte, 2004)

1) Inicialmente, fecha-se a válvula do topo entrada (V5);

2) Retira-se a pressão da interface diminuindo a pressão do GDS e/ou

abrindo-se a válvula (V2) de saída de água da interface;

3) Abre-se a interface, retira-se o fluido que porventura esteja armazenado

dentro da interface utilizando a bomba de vácuo;

4) Utilizando-se o misturador Hamilton Beach, agita-se o fluido de

interesse por aproximadamente 10 minutos;

5) Repõe-se o fluido na interface;

DBD



6) Inicia-se a pressurização da interface, utilizando a bomba “Waters”, até

que a pressão se iguale ao valor de pressão no topo, antes de se iniciar a

circulação do fluido;

7) Igualadas as pressões abre-se a válvula do topo entrada (V5) e logo em

seguida a válvula do topo saída (V6). Controla-se a pressão de topo

dentro do sistema através da válvula de alívio;

8) Deixa-se circular o fluido dentro do sistema por aproximadamente 40

minutos, que é o tempo em que se pode garantir a não separação das

fases na emulsão;

9) Interrompe-se a circulação de fluido, fecha-se a válvula de topo saída

(V6) e retoma-se a aplicação de pressão com o GDS direcionando a

válvula (V3) para o mesmo;

4.3 Ensaios de Interação Rocha-Fluido Realizados

A campanha experimental dessa dissertação constou de seis ensaios,

realizados com diferentes fluidos e diferentes objetivos. A Tabela 4. 1 apresenta

para cada corpo de prova o tipo de fluido utilizado em cada fase do ensaio na

célula de difusão. Esta tabela é apresentada como um resumo dos ensaios de

interação realizados. Tabela 4. 1– Relação dos fluidos e respectivos corpos de prova

CP ENSAIO FASE DE TRANSMISSÃO

DE PRESSÃO

FASE DE DIFUSÃO DE

ÍONS Sintético 1 Óleo Mineral ---------------

B-S 2 Óleo Mineral --------------- 01 B-L 3 Parafina pura Emulsão I

02 B-L 4 Goma Xantana pura Goma Xantana em Solução Salina

04 B-L 5 Parafina pura Emulsão II

05 B-L 6 ------------- Emulsão II/Solução Salina

Os resultados da fase de saturação e consolidação são apresentados nesta

seção visto que foi utilizada a mesma metodologia para todos os ensaios.

A técnica de saturação por contrapressão foi utilizada em todos os ensaios

aplicando-se contrapressão somente pela base do corpo de prova. Os valores do

DBD



parâmetro B obtido na fase de saturação para todos os corpos de prova são

apresentados na Tabela 4. 2. Observa-se que os valores finais do parâmetro B do

celofane estão na faixa de 0,71, diferentemente dos valores obtidos por Duarte

(2004), que apresentou valores próximos de 0,94, insinuando assim que o material

não tenha sido saturado adequadamente. A Figura 4. 4 apresenta um gráfico típico

da fase de saturação com a variação das pressões ao longo do tempo obtida para o

CP04. Finalizada a saturação, os corpos de prova foram permitidos adensar por

períodos de tempo não inferior a 18 horas. Tabela 4. 2– Valores do parâmetro B para cada CP

CORPOS DE PROVA B-L

CP01 CP02 CP04 CP05 B-S Sintético

(Celofane) ESTÁGIO

B B B B B B 01 0,53 0,32 0,46 0,32 0,55 0,26 02 0,77 0,63 0,82 0,64 0,71 0,55 03 0,86 0,74 0,84 0,87 0,80 0,70 04 0,90 0,80 0,97 0,92 0,85 0,76 05 0,92 0,85 0,97 0,90 0,88 0,68 06 0,93 0,87 0,97 0,93 0,89 0,68 07 0,94 0,89 0,91 0,89 0,70 08 0,89 0,93 0,71 09 0,71

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

0 1 2 3 4 5 6 7Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

P. ConfinantePP. BasePP. Topo

Figura 4. 4 – Fase de saturação do CP04 – folhelho B-L

DBD



4.3.1 Ensaios 1 e 2

Nestes dois primeiros ensaios realizados com óleo mineral como fluido de

perfuração, foram utilizados dois corpos de prova, um de material sintético

(celofane) e outro com o folhelho B-S. Estes ensaios visaram verificar a pressão

mínima necessária a partir da qual a pressão aplicada no topo do CP é transmitida

para a base. A diferença de pressão entre topo e base após a estabilização é a

chamada pressão capilar.

4.3.1.1 Fase de Transmissão de Pressão

Quando as pressões e as deformações do corpo de prova se estabilizam dá-

se início ao ensaio de aplicação de pressão, que consiste em aumentar a pressão no

reservatório superior (topo do corpo de prova) e monitorar o seu crescimento no

reservatório inferior (base do corpo de prova). No momento em que a poropressão

da base começar a subir, significa que o óleo começou a invadir a amostra, sendo

a pressão capilar de entrada a diferença entre a pressão no topo da amostra e a

pressão estabilizada da base.

A Figura 4. 5 apresenta a variação das pressões ao longo do ensaio com

celofane. Neste ensaio, antes da fase de transmissão de pressão, o corpo de prova

foi saturado, confinado a 13 MPa e permitido adensar, com drenagem simples,

submetido a uma contrapressão de 3,5 MPa por 24 horas. A fase de transmissão

de pressão foi realizada elevando-se a pressão no topo em 1 MPa a cada 24 horas,

mantendo-se a base não-drenada.

Observa-se pelo gráfico acima que a variação de pressão na base é função

da variação de temperatura na sala, e que mesmo após aplicar 10,5 MPa de

pressão no topo do corpo de prova nenhuma variação significativa é observada na

base que está a 4 MPa, indicando que a pressão capilar de entrada do óleo mineral

no corpo de prova de celofane é superior a 6,5 MPa.

DBD



0

2

4

6

8

10

12

14

0 24 48 72 96 120 144 168Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

22

23

24

25

26

27

28

29

Tem

pera

tura

(ºC

)

P. ConfinantePP. BasePP.TopoTemperatura

Figura 4. 5 – Fase de transmissão de pressão do corpo de prova de celofane

A Figura 4. 6 apresenta a variação das pressões ao longo do ensaio com

folhelho B-S. Neste ensaio, antes da fase de transmissão de pressão, o corpo de

prova foi saturado, confinado a 10 MPa e permitido adensar, com drenagem

simples, submetido a uma contrapressão de 4 MPa por 21 horas. A aplicação de

pressão no topo do corpo de prova inicia-se com 5 MPa e vai sendo elevada em

estágios de forma a se verificar o momento em que a pressão fosse suficiente para

ocasionar a invasão do fluido na formação.

Observa-se neste gráfico que quando a pressão no topo é elevada para

6,5 MPa, visualiza-se mais claramente o início da transmissão de pressão. Neste

ponto a diferença de pressão é de 2,1 MPa. Mesmo com o aumento da

poropressão na base, um novo estágio foi efetivado elevando a pressão no topo

para 7 MPa. Este valor foi mantido por 3 dias quando se constatou uma certa

estabilização entre 120 e 144 horas de ensaio. Neste ponto, a pressão no topo foi

elevada para 8 MPa e permaneceu assim por 8 dias até se verificar a estabilização

da base que ocorreu com uma diferença de pressão de 2 MPa, sendo este

considerado o valor experimental para a pressão capilar de entrada.

DBD



0

2

4

6

8

10

12

0 48 96 144 192 240 288 336Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

P. ConfinantePP. BasePP. Topo

Figura 4. 6 – Fase de transmissão de pressão no folhelho B-S

4.3.2 Ensaio 3

O CP01 do folhelho B-L foi utilizado neste ensaio onde se empregou a

mesma metodologia adotada para ensaios em fluidos base água (Muniz, 2003 e

Duarte, 2004), só que neste caso, utilizou-se um fluido à base de parafina. O

objetivo do ensaio foi avaliar a pressão capilar e a pressão osmótica gerada,

respectivamente, pela parafina pura e por uma emulsão salina preparada com esta

mesma parafina (Emulsão I). A Emulsão I é composta por parafina linear

hidrogenada/salmoura saturada em NaCl na proporção 60/40, 34,23 kg/m3

(12 lb/bbl) de emulsificante e 17,12 kg/m3 (6 lb/bbl) de óxido de cálcio.

4.3.2.1 Fase de Transmissão de Pressão e Difusão de Íons e Osmose

Após as fases de saturação e adensamento, estando a linha de topo saturada

com a parafina pura, inicia-se a fase de transmissão de pressão para determinação

da pressão capilar. A aplicação de pressão no topo do corpo de prova inicia-se

com 5 MPa e vai sendo elevada em estágios de 0,5 MPa. A Figura 4. 7 apresenta a

DBD



variação das pressões ao longo da fase de transmissão de pressão no CP01 do

folhelho B-L.

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12 14 16Tempo (dia)

Pres

sões

(MPa

)P. Confinante

PP. Base

PP. Topo

Figura 4. 7 – Fase de transmissão de pressão do CP01

Durante os primeiros 8 dias de ensaio, a pressão no topo do corpo de prova

foi elevada em estágios de modo a identificar o início da transmissão de pressão

que, como pode ser visto no gráfico acima, é muito lenta. A partir o oitavo dia,

notando-se este crescimento lento da pressão na base, decidiu-se manter a pressão

no topo em 7 MPa e esperar a estabilização na base, o que ocorreu após 7 dias.

Neste ensaio não é perceptível o momento exato em que o fluido invade o

folhelho, mas pode-se verificar uma diferença de 2,3 MPa após a estabilização das

pressões, o que está se chamando de pressão capilar.

Encerrada a fase de transmissão de pressão com a parafina pura, no 15º dia

de ensaio do CP01, iniciou-se a fase de difusão de íons utilizando a Emulsão I. De

forma a realizar a substituição da parafina pura pela Emulsão I no topo do corpo

de prova, esta foi circulada a uma vazão de 1,0 ml/min por aproximadamente 1,3

horas. A Figura 4. 8 apresenta a variação das pressões ao longo das fases de

transmissão de pressão e difusão de íons. Com a introdução da Emulsão I no topo

do corpo de prova, verifica-se uma queda de pressão na base devido à pressão

osmótica. Esta queda de pressão foi tão acentuada que chegou ao limite inferior de

medida do transdutor.

DBD



0

2

4

6

8

10

12

0 3 6 9 12 15 18 21 24Tempo (dia)

Pres

sões

(MPa

)

P. Confinante

PP. Base

PP. Topo

Figura 4. 8 – Fase de transmissão de íons do CP01 do folhelho B-L

Na tentativa de se verificar uma alteração na base, a pressão no topo foi

elevada para 8,0 MPa, mas, mesmo assim, não foi possível observar possíveis

alterações na pressão da base. Desta forma, pode-se dizer que a pressão osmótica

teórica (∆Posm) para este folhelho é superior a 5,35 MPa. Como não existia mais

espaço para aumentar a pressão no topo do corpo de prova sem a necessidade de

aumentar o confinamento, foi necessário encerrar o ensaio.

4.3.3 Ensaio 4

Este ensaio, utilizando-se o CP02 do folhelho B-L, foi realizado de forma a

estimar o coeficiente de reflexão e o coeficiente de permeabilidade do folhelho

estudado, além de avaliar o comportamento de transmissão de pressão com água e

com goma xantana.

Neste ensaio, utilizou-se a mesma metodologia apresentada por Duarte

(2004), onde foram realizadas duas etapas de transmissão de pressão, uma fase

com água pura, e em seguida outra fase utilizando-se goma xantana pura, com o

objetivo de verificar a permeabilidade do folhelho e comparar o tempo de

transmissão de pressão da água com o da goma xantana.

DBD



Após a fase de transmissão de pressão, uma fase de difusão de íons

utilizando um fluido, chamado aqui de goma xantana salina, composto de

8,59 kg/m3 (3 lb/bbl) de goma xantana e 57 Kg/m3 (20 lb/bbl) de KCl, foi

realizada. Este ensaio teve como objetivo medir experimentalmente a pressão

osmótica gerada por este fluido, obter o coeficiente de reflexão do folhelho, além

de comparar o comportamento desse novo folhelho aos já estudados por Duarte

(2004).


O CP02 foi saturado e adensado, com drenagem dupla, submetido a 10 MPa

de pressão confinante e 4 MPa de contrapressão. A Figura 4. 9 apresenta a

variação das pressões do ensaio onde, inicialmente, aplicou-se pressão com água

no topo do corpo de prova. Observa-se que um período de, aproximadamente, 5

dias foi necessário até a estabilização da pressão na base. Este período de tempo

relativamente longo já é um indicativo da baixa permeabilidade deste folhelho.

0

2

4

6

8

10

12

0 24 48 72 96Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

120

P. Confinante

PP. Topo

PP. Base

Figura 4. 9 – Fase de transmissão de pressão com água pura – CP02

Encerrada a transmissão de pressão com água, o CP02 foi novamente

permitido adensar por 25 horas submetido a uma contrapressão de 4 MPa. Em

seguida, realizou-se uma segunda etapa de transmissão de pressão, mas desta vez

DBD



aplicando-se a pressão no topo do corpo de prova com o fluido de goma xantana

pura. Para isso, antes de se elevar a pressão no topo de 4 MPa para 8 MPa,

circulou-se o fluido de perfuração a uma vazão de 1,5 ml/min por 30 minutos,

tempo suficiente para que este fluido fosse coletado na saída da célula de difusão,

garantindo assim a completa substituição da água pelo fluido com goma xantana

no topo do corpo de prova. Realizadas as devidas trocas de fluido, iniciou-se a

fase de transmissão de pressão que foi realizada a uma vazão de 0,5 ml/min e cujo

resultado é apresentado na Figura 4. 10.

0

2

4

6

8

10

12

0 24 48 72 96Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

120

P. Confinante

PP. Base

PP. Topo

Figura 4. 10 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana pura – CP02

De forma a facilitar uma comparação entre a transmissão de pressão com

água e com a goma xantana, a curva de poropressão da base da Figura 4. 10 foi

adicionada ao gráfico da Figura 4. 9, considerando que a variação de pressão no

topo é pequena nos dois ensaios e, neste caso, não interfere na transmissão de

pressão observada. A Figura 4. 11 apresenta o gráfico resultante onde se verifica

que o tempo de equalização das pressões com água e com o fluido real de

perfuração são muito similares. Este mesmo comportamento também já foi

verificado em outros três folhelhos (Duarte, 2004 e Muniz et al., 2005). A

viscosidade da água, que é um fluido newtoniano e independe da taxa de

cisalhamento, é de 1,0 cP. As viscosidades da goma xantana pura e salina está na

faixa de 40 cP a altas taxas de cisalhamento, sendo que a baixas taxas de

cisalhamento, esse valor pode chegar a 2000 cP (Figura 3.3). Desta forma, pode-

DBD



se concluir que, apesar da diferença marcante de viscosidade entre os fluidos, a

transmissão de pressão ocorre na mesma velocidade.

0

2

4

6

8

10

12

0 24 48 72 96Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

120

P. Confinante

PP. Base (água)

PP. Base (goma)

PP. Topo

Figura 4. 11 – Fase de transmissão de pressão com goma xantana e água pura – CP02

Vale mencionar que nestes ensaios não existe pressão capilar, visto que os

fluidos utilizados são miscíveis, logo, a pressão aplicada no topo do corpo de

prova é integralmente transmitida para a base.

0

2

4

6

8

10

12

0 48 96 144 192 240 288Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

P. Confinante PP. Base

PP. Topo Numérico

Figura 4. 12–Variação das pressões na fase de difusão de pressão e íons do CP02

Finalizada a segunda etapa de transmissão de pressão com a goma xantana

pura, iniciou-se a fase de difusão de íons e osmose, onde após a estabilização das

poropressões nos reservatórios inferior e superior, substitui-se isobaricamente o

DBD



fluido de circulação (goma xantana pura) no reservatório superior pelo fluido de

interesse para o ensaio, goma xantana salina. A Figura 4. 12 apresenta a variação

das pressões desde o início da fase de transmissão de pressão. A fase de difusão

de íons transcorreu por aproximadamente 7 dias e apresentou uma pressão

osmótica de aproximadamente 1,19 MPa para o folhelho ensaiado.

4.3.4 Ensaio 5

O ensaio 5 foi realizado com o CP04 do folhelho B-L e teve como objetivos

obter experimentalmente a pressão de entrada de um fluido base óleo e obter a

pressão osmótica gerada pela circulação de uma emulsão salina deste fluido. Para

isto foi realizado um ensaio na célula de difusão utilizando parafina linear

hidrogenada pura na fase de transmissão de pressão e a Emulsão II, fluido a base

de parafina contendo 28,5 Kg/m3 (10 lb/bbl)de óxido de cálcio e 122,68 Kg/m3

(43 lb/bbl) de NaCl e 40 Kg/m3 (14 lb/bbl) de emulsificante, na fase de difusão de

íons.


Neste ensaio, foi utilizada uma concentração de 43 lb/bbl de NaCl capaz de

gerar uma pressão osmótica teórica de 8,6 MPa. Neste caso, se a hipótese de que o

contato de um fluido base óleo com um folhelho gera uma membrana semi-

permeável perfeita, é esperado uma queda de pressão na base de 8,6 MPa. Desta

forma, definiu-se um novo nível de pressões confinante e de topo de forma a

permitir a medida de pressão na base e evitar o ocorrido no ensaio no CP01.

A variação das pressões e da temperatura ao longo da fase de transmissão de

pressão com parafina pura é apresentada na Figura 4. 13. Neste ensaio, após a

saturação e adensamento com contrapressão de 11 MPa, mantendo-se a base numa

condição não-drenada, elevou-se a pressão da parafina linear hidrogenada,

presente no topo do corpo de prova, para 14 MPa. A transmissão de pressão para a

base do corpo de prova se processou por aproximadamente 96h de ensaio, ou seja,

DBD



4 dias, quando se percebeu a estabilização. Neste ponto, verifica-se uma diferença

entre a pressão do topo e da base, chamada aqui de pressão capilar, de 1,4 MPa.

Observa-se no gráfico variações de pressão na base claramente provocadas por

variações de temperatura na sala de ensaios.

10

11

12

13

14

15

16

17

0 24 48 72 96Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

4

8

12

16

20

24

28

32

Tem

pera

tura

(ºC

)


PP. Topo Temperatura

Figura 4. 13 – Fase de transmissão de pressão do CP04 do folhelho B-L

10

11

12

13

14

15

16

17

0 24 48 72 96 120 144 168Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

4

8

12

16

20

24

28

32Te

mpe

ratu

ra (o C

)


PP. Topo Temperatura

Figura 4. 14 – Fase de transmissão de pressão e íons do CP04 do folhelho B-L

Estabilizadas as pressões na base, após 96 horas de ensaio, iniciou-se a fase

de difusão de íons e osmose onde se substitui a parafina presente no topo do CP

pela emulsão II. A Figura 4. 14 apresenta a variação das pressões e da temperatura

DBD



ao longo de todo o ensaio onde verifica-se que mesmo após 48h (96 a 144 horas)

circulando-se a emulsão II, não se observa qualquer variação da pressão da base

que possa ser creditada ao efeito osmótico do fluido salino, exceto variações em

função da temperatura que é claramente apresentada no gráfico.

4.3.5 Ensaio 6

Um procedimento comum na indústria de petróleo é a perfuração de poços

utilizando diferentes fluidos. Muitas vezes, antes de se chegar à rocha

reservatório, se utiliza fluidos base óleo e, em seguida, este fluido é substituído

por fluidos base água. Existem muitas motivações para este procedimento, como

por exemplo, o fato do fluido base água danificar menos a rocha reservatório e o

fluido base óleo estabilizar melhor formações de folhelhos presentes em grande

quantidade na coluna estratigráfica.

Entretanto, este processo de substituição de fluido pode provocar problemas

de estabilidade em formações de folhelhos que ainda não foram revestidas e que,

conseqüentemente, entram em contato com o fluido base água. Desta forma, a

PETROBRÁS, solicitou avaliar este processo de substituição de fluido através de

ensaios na célula de difusão, de modo a entender os mecanismos de instabilização

presentes e o quanto se perde em estabilidade do poço neste tipo de operação.

Para isto foi realizado um ensaio na célula de difusão, simulando uma

operação real de perfuração, ou seja, iniciou-se circulando um fluido base óleo,

procedeu-se a limpeza das linhas com parafina pura, seguida da circulação de uma

solução de butilglicol a 10%, e, finalmente, introduziu-se um fluido base água.

O fluido base óleo utilizado, Emulsão II, é o mesmo utilizado no ensaio5.

Como fluido base água, foi utilizada uma solução salina com a mesma

concentração de NaCl, ou seja, 43 lb/bbl, de forma a manter a mesma pressão

osmótica teórica nos dois fluidos. O corpo de prova utilizado foi o CP05 do

folhelho B-L.

DBD



4.3.5.1 Fase de Difusão de Íons e Osmose

Neste ensaio foi aplicado o mesmo nível de pressões utilizadas no ensaio

anterior. Como não houve a fase de transmissão de pressão com a parafina pura, a

pressão no topo foi elevada para 14 MPa circulando-se a Emulsão II desde o

início do ensaio. Na Figura 4. 15, nota-se uma variação na pressão aplicada no

topo do corpo de prova causada pelo controle manual efetuado, visto que a

válvula de alívio, nesta ocasião, apresentou incapacidade mecânica de controlar as

pressões aplicadas.

A Figura 4. 15 apresenta a variação das pressões e da temperatura ao longo

de todo o ensaio com CP05. Observa-se que quando se utiliza um fluido salino

desde o início do ensaio, a pressão na base cai ao invés de subir como acontece

com a parafina pura, devido à osmose. A circulação da emulsão II se processou

por, aproximadamente, 7 dias (166 horas). Durante esta fase, a pressão da base cai

de 11 MPa para aproximadamente 10,2 MPa. Observa-se que nos últimos dois

dias, entre 120 e 168 horas, a pressão da base varia mas, principalmente,

influenciada pela temperatura. Neste ensaio, também observa-se a importância de

se manter um ambiente climatizado durante a realização dos ensaios, visto a

influência direta da temperatura na pressão da base.

9

10

11

12

13

14

15

16

17

0 48 96 144 192 240 288Tempo (h)

Pres

sões

(MPa

)

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Tem

pera

tura

(ºC

)

P. Confinante PP. BasePP. Topo Temperatura

Figura 4. 15 – Fase de transmissão de íons do CP05 do folhelho B-L

DBD



Encerrada a circulação da Emulsão II, iniciou-se a limpeza das linhas do

sistema. A princípio deixou-se circular a parafina pura por cerca de 2 horas e a

uma vazão de 2 ml/min. Quando se verificou que na saída do sistema os resíduos

de óxido de cálcio já não existiam, deu-se início à circulação da solução de

butilglicol a 10%. A partir de observações realizadas durante o ensaio, um fluido

leva aproximadamente 30 minutos para entrar e sair do sistema a uma vazão de

1 ml/min. Contando que nesse ensaio a vazão usada é de 2 ml/min, calcula-se que

cerca de 60 ml circula dentro da linha (entrada e saída) no mesmo período de

tempo. Logo, essa solução circulou no sistema por aproximadamente 2 horas

(240 ml), sendo considerado suficiente. Mesmo porque, verificou-se ainda que na

saída o fluido já se apresentava transparente, diferentemente do início da

circulação, quando estava saindo esbranquiçado devido ao óxido de cálcio

presente no sistema.

A partir de 176 horas decorridas do ensaio, tendo sido já realizadas as

limpezas necessárias, inicia-se a circulação do fluido base água composta de

122,68 Kg/m3 (43 lb/bbl) de NaCl. Este fluido foi propositalmente preparado com

a mesma concentração salina da emulsão anteriormente utilizada, de forma a

apresentar a mesma atividade química e, conseqüentemente, a mesma pressão

osmótica. Entretanto, vale salientar que este fluido não apresenta pressão capilar

quando em contato com o folhelho.

Figura 4. 16 – Interpretação do ensaio realizado no CP05

DBD



Observa-se na Figura 4. 15 que, inicialmente, ocorre uma queda de

aproximadamente1 MPa na pressão da base que, após a troca de fluido retorna ao

seu valor inicial de 11 MPa. Isto ocorre porque, com a circulação de um fluido

base água, a parcela referente à pressão capilar (Pc) não existe mais, sendo a

diferença de pressão entre topo e base função somente da pressão osmótica do

fluido salino. A Figura 4. 16 apresenta o gráfico com a interpretação do ensaio

realizado.

Como o fluido base água não apresenta pressão capilar, a diferença entre as

pressões de topo e base de 2,99 MPa observada ao final do ensaio é mantida

somente pela pressão osmótica do fluido.

Respondendo a pergunta fundamental do ensaio, verificou-se

experimentalmente que quando se inicia a perfuração com um fluido base óleo

(Emulsão II) e substitui-se este por um fluido base água (solução salina), perde-se

0,81 MPa (117 psi) de poropressão que corresponde à pressão capilar do fluido

base óleo. Ou seja, traduzindo isso para uma condição de poço, verifica-se uma

redução da tensão efetiva na parede do poço de 3,8 para 2,99 MPa.

4.4 Discussão dos Resultados

4.4.1 Transmissão de Pressão

Nos ensaios realizados, observa-se uma pressão capilar elevada para o corpo

de prova de celofane de mais que 6,5 MPa, provavelmente relacionada à sua fina

distribuição de poros como é apresentado na caracterização deste material. Já no

caso do folhelho B-S, observa-se uma pressão capilar bem menor, de 2,0 MPa.

No ensaio de pressão capilar da parafina pura em contato com o CP01 do

folhelho B-L verificou-se uma pressão capilar de 2,3 MPa, enquanto que o ensaio

com o CP04 apresentou um valor de 1,4 MPa para a pressão capilar com o mesmo

fluido. Teoricamente as pressões capilares de entrada no CP01 e 04 deveriam ser

iguais visto que trata-se do mesmo folhelho e do mesmo fluido. Poderia ocorrer

ainda, da pressão obtida no CP04 ser maior que a do CP01, devido às altas

DBD



pressões de confinamento imposta neste ensaio, o que poderia fechar mais os

poros do folhelho, aumentando assim a pressão capilar. Esta diferença pode ainda

ser relacionada à heterogeneidade natural dos corpos de prova.

Depois de alguns ensaios, verifica-se também que a elevação da pressão de

topo em um único estágio diminui consideravelmente o tempo do ensaio de

transmissão de pressão.

No ensaio 5, em que não se realizou ensaio de transmissão de pressão com a

parafina pura, pode-se tentar analisar o ensaio no tocante à pressão capilar, no

período em que se circulou a emulsão II. Neste ensaio, verificou-se uma queda de

3,8 MPa que corresponde ao somatório das parcelas relativas à pressão capilar e à

pressão osmótica, como apresentado na Figura 4. 16. Na troca de fluido, de base

óleo para base água, como a emulsão II possui a mesma pressão osmótica da

solução salina, ou seja, 2,99 MPa, pode-se concluir que a diferença de 0,81 MPa

corresponde à pressão capilar deste fluido.

Verifica-se que a pressão capilar medida neste ensaio é inferior aos valores

obtidos nos ensaios anteriores com a parafina pura (2,3 e 1,4 MPa). Isto ocorre

porque a emulsão é preparada numa proporção 60/40 com a solução salina. Desta

forma, é previsível esta queda na pressão capilar de entrada da emulsão. Um

ensaio com uma nova emulsão de proporção 60/40, mas sem sal em sua

composição, poderia dizer qual é a pressão capilar gerada no folhelho de forma a

poder se comparar esses resultados.

4.4.1.1 Comparação dos resultados de pressão capilar

A partir dos resultados de tensão superficial, ângulo de contato e raio de

poros apresentados no capítulo 3, e utilizando a equação 2.7, pode-se então

estimar a pressão capilar teoricamente esperada quando do contato dos fluidos

com os folhelhos e o celofane.

Os valores de pressão capilar calculados por meio da equação 2.7, foram

obtidos considerando a tensão interfacial fluido/água dado pela equação de

Antonoff (1907) a partir dos resultados experimentais obtidos dos ensaios de

tensão superficial realizados com os fluidos (Tabela 3.5). O ângulo de contato foi

DBD



admitido igual a zero devido à falta de confiabilidade nos resultados

experimentais. O raio de poros está sendo analisado em função de três resultados

fornecidos pelo ensaio de porosimetria, dado em volume, área e volume/área

(Tabela 3.8), com o intuito de verificar qual raio de poros é mais indicado para o

cálculo da pressão capilar. Os resultados obtidos destes cálculos são apresentados

na Tabela 4. 3 juntamente com os resultados experimentais obtidos na célula de

difusão, sendo que cada fluido está relacionado a seu respectivo corpo de prova. Tabela 4. 3 - Pressões capilares calculadas a partir dos diferentes raios de poros

Pressão Capilar

Experimental

Raio 4v/A

Pressão Calculada

Raio Volume

Pressão Calculada

Raio Área

Pressão Calculada

(MPa) (µm) (MPa) (µm) (MPa) (µm) (MPa) Óleo Mineral

Celofane > 6,5 0,00343 21,48 0,00373 19,81 0,0032 23,11 B-S 2,0 0,01635 4,51 0,0394 1,87 0,0067 11,02

Parafina B-L CP01 2,3 0,0074 11,02 0,00885 9,22 0,0065 12,55 B-L CP04 1,4 0,0074 11,02 0,00885 9,22 0,0065 12,55

Emulsão II B-L CP05 0,81 0,0074 10,78 0,00885 9,01 0,0065 12,27

Fazendo uma análise geral dos resultados de pressão capilar, nota-se que os

valores teóricos são muito diferentes dos obtidos experimentalmente. Com

exceção do folhelho B-S que em termos de volume, apresentou resultados

próximos dos experimentais. Isto porque, independentemente da tensão interfacial

e do ângulo de contato, o raio médio dos poros utilizado (0,0394 mm), gera

pressões capilares do mesmo nível que a obtida experimentalmente, como pode

ser visto na Figura 4. 17. Nesta figura, a pressão capilar é apresentada em função

dos raios de poros para três valores diferentes de tensão interfacial (5, 40,8 e

60 mN/m) e dois valores de ângulo de contato (0º e 60º), para mostrar a

importância destes parâmetros no cálculo das pressões capilares.

Analisando-se o gráfico da Figura 4. 17, fica nítida a influência da tensão

interfacial, do ângulo de contato e do raio de poros do material no cálculo da

pressão capilar. Isto mostra que um cuidado muito maior deve ser tomado numa

campanha experimental que se destina à determinação da tensão interfacial e do

ângulo de contato.

DBD



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0,001 0,01 0,1 1 10Raio de Poros (µm)

Pres

são

Cap

ilar (

MPa

)

40,8 mN/m - 0º 5 mN/m - 0º 60 mN/m - 0º60 mN/m - 60º5 mN/m - 60º40,8 mN/m - 60º

Figura 4. 17 – Variação da pressão capilar em função do raio de poros, considerando

diferentes valores de tensão interfacial e ângulos de contato.

Quanto ao raio de poros, pode-se observar também que independentemente

dos valores de ângulo de contato e de tensão interfacial, pressões capilares

significativas só ocorrem para raios de poros menores que 0,1 µm. Entretanto,

como pode ser visto nas Figuras 3.18 e 3.19, mesmo que em menor quantidade, os

folhelhos estudados apresentam raios de poros com diâmetros maiores que os

utilizados para o cálculo da pressão capilar. Desta forma, estes poros maiores

podem ser os responsáveis pela transmissão de pressão observada, tendo como

conseqüência, os menores valores de pressão capilar obtidos experimentalmente.

4.4.2 Difusão de Íons e Osmose

Nos ensaios de difusão de íons podemos avaliar o coeficiente de reflexão do

folhelho B-L, através da pressão osmótica teórica (Π) calculada utilizando-se a

equação (2.2).

A atividade química da emulsão I, utilizada no ensaio 3 junto ao CP01,

medida utilizando-se um termohigrômetro foi de 0,80. Esse valor de atividade

gera uma pressão osmótica teórica de 29 MPa caso a membrana seja semi-

permeável perfeita. Sabendo que a queda de pressão na base provocada pela

DBD



Emulsão I neste ensaio foi superior a 5,35 MPa, ou seja, que a pressão osmótica

experimental (∆Posm) é de no mínimo 5,35 MPa, pode-se, utilizando a equação

(2.4), calcular o coeficiente de reflexão mínimo que, neste caso, é de 0,18. Este

valor é superior aos obtidos em outros folhelhos da Bacia de Campos que no

máximo apresentaram valores de 0,14 (Duarte, 2004).

No ensaio realizado no CP01 (Figura 4. 8) ocorreu uma queda acentuada de

pressão na base levando a crer que a emulsão salina utilizada pudesse gerar uma

membrana osmótica perfeita no folhelho. Tendo isso como hipótese inicial, é que

se definiu a concentração salina de 43 lb/bbl para a emulsão II utilizada nos

ensaios do CP04 e CP05, visto que essa concentração poderia provocar uma

pressão osmótica de 8,6 MPa.

No ensaio 5, utilizou-se a emulsão II junto ao CP04. A atividade química

medida para a emulsão II é de 0,938 o que se traduz numa pressão osmótica (П)

teórica de 8,6 MPa para membranas semi-permeáveis perfeitas. Esta pressão seria

facilmente observada no gráfico, caso a pressão osmótica atuasse, mas não

ocorreu queda de pressão na base. Este resultado contraria as expectativas e o

comportamento já verificado no ensaio 3 (CP01) onde se observou uma elevada

queda de pressão devido a forças osmóticas.

Uma explicação para a não verificação de efeito osmótico no ensaio do

CP04, pode estar relacionada à metodologia de ensaios seguida. No ensaio com o

CP01 a pressão de topo foi sendo elevada em estágios de 0,5 MPa até o momento

em que se observou a elevação da pressão na base, efetivamente desde o início do

ensaio a pressão na base variou de 0,7 MPa. Já no ensaio com o CP04 a pressão

no topo foi elevada em 3 MPa num único estágio, o que provocou uma variação

de 1,4 MPa na pressão da base. Este procedimento pode ter causado a invasão da

parafina nos poros do folhelho. Assim quando da substituição da parafina pela

emulsão II no topo do corpo de prova, os poros do folhelho já estariam

completamente tamponados pela parafina, evitando o contato do fluido salino com

a amostra e dificultando o efeito osmótico.

Essa metodologia foi adotada para este ensaio pois verificou-se que a

elevação da pressão de topo em um único estágio diminui consideravelmente o

tempo do ensaio de transmissão de pressão. Mas, com o resultado observado no

ensaio 5 não aconselha-se realizar a fase de difusão de íons na seqüência da fase

DBD



de transmissão de pressão, salvo que as pressões de topo nessa fase tenham sido

impostas por estágios de pequenas pressões.

No ensaio do CP05, a emulsão II foi aplicada desde o início do ensaio,

fazendo-se a troca de fluido base óleo para fluido base água utilizando-se a mesma

concentração de sal. Como dito anteriormente, a medida de atividade química é

igual a 0,938 para o fluido base óleo e para o fluido base água. Fazendo-se uso da

equação (2.4), sabendo que a pressão osmótica teórica é de 8,6 MPa e que a

pressão osmótica experimental é de 2,99 MPa, pode-se, então, determinar o

coeficiente de reflexão (α) do folhelho, que é igual a 0,347.

Segundo van Oort (1994), o contato destes fluidos com folhelhos geram um

tipo de membrana semi-permeável perfeita, ou seja, o coeficiente de reflexão igual

a 1. Se isso fosse real, a pressão osmótica experimental deveria ser igual à pressão

osmótica teórica. Entretanto, como verificado no ensaio, a pressão osmótica

gerada por este fluido foi de apenas 2,99 MPa, o que resultou num coeficiente de

reflexão de 0,347. Desta forma, pode-se concluir que a emulsão salina utilizada,

ou seja, que um fluido base óleo não gera uma membrana semi-permeável perfeita

no folhelho.

A partir do ensaio do CP02 utilizando-se goma xantana salina pode-se

verificar e comparar o valor do coeficiente de reflexão (α) do folhelho B-L. O

valor de atividade química desse fluido foi igual a 0,978, e utilizando a equação

(2.2) para o cálculo da pressão osmótica (Π) teoricamente gerada por esta solução,

chega-se ao valor de 3,18 MPa.

Sabendo-se que no final do ensaio a diferença de 1,19 MPa entre as pressões

de topo e base, chamada aqui de pressão osmótica experimental (Posm), é mantida

somente pela pressão osmótica do fluido, pode-se determinar então que o valor de

coeficiente de reflexão (α) para o folhelho B-L é 0,374, utilizando a equação (2.4)

(van Oort et al., 1996; Tan et al., 2002; Ewy & Stankovich, 2002, Muniz, 2003).

Utilizando o programa FPORO© foi possível realizar a análise numérica,

como pode ser visto na linha escura da Figura 4. 12 e estimar a permeabilidade e o

coeficiente de reflexão do folhelho. As propriedades mecânicas utilizadas, Tabela

4. 4, como módulo de elasticidade (E) e coeficiente de Poisson (ν) foram obtidos

através de um log de perfilagem de poço, cedido pela Petrobrás. A viscosidade do

sal foi obtida de vanOort (1994), sendo a 20°C igual a 0,99 (cP).

DBD



Tabela 4. 4– Parâmetros utilizados na análise numérica do CP02

Parâmetro Valor adotado

Módulo de Young (E) 3447 MPa

Coeficiente de Poisson (ν) 0,36

Coeficiente de difusão molecular (Dm) 1,99x10-9 m2/s

Dispersividade longitudinal (αL) 0,0015 m

Dispersividade transversal (αT) 0,00015 m

Coeficiente de retardamento (ρ) 1,03

Peso molecular do soluto (PMs) 74,551 kg/mol

Peso molecular do solvente (PMw) 18,01528x10-3 kg/mol

Constante universal dos gases (R) 8,314 JK-1mol-1

O resultado da retroanálise forneceu valores de permeabilidade (K) de

5,5x10-22 m2 para o folhelho estudado. Esse valor de permeabilidade para o

folhelho B-L está na mesma ordem de grandeza que os obtidos por Duarte (2004)

para o folhelho B. O valor do coeficiente de reflexão obtido numericamente de

0,37, é muito similar ao valor obtido experimentalmente, creditando

confiabilidade à análise numérica. Este valor de coeficiente de reflexão é o maior

já obtido entre os folhelhos estudados até o momento (Muniz, 2003 e Duarte

2004).

4.5 Conclusões

Os ensaios com óleo mineral, parafina pura e fluidos base óleo ressaltam a

versatilidade do equipamento na realização de ensaios de interação rocha-fluido.

Infelizmente, o tempo demasiadamente longo para a realização destes ensaios,

dificulta a realização de uma campanha mais extensa e deixa o ensaio mais

susceptível a quedas de energia e a danos nos equipamentos.

Observa-se uma pressão capilar elevada para o corpo de prova de celofane

provavelmente relacionada à sua fina distribuição de poros como é apresentado na

caracterização deste material. Já no caso do folhelho B-S, observa-se uma pressão

capilar bem menor de 2 MPa. Estes ensaios mostram claramente a relação direta

entre a pressão capilar e o tamanho de poros do corpo de prova empregado.

DBD



Os ensaios de transmissão de pressão e difusão de íons com fluidos base

água mostraram que o folhelho B-L apresenta baixa permeabilidade e um alto

valor de coeficiente de reflexão. Estes resultados são coerentes com a

porosimetria e os valores de índices físicos apresentados, confirmando a estrutura

porosa mais fechada deste folhelho quando comparado a outros folhelhos da Bacia

de Campos.

Assim como nos ensaios realizados por Duarte (2004) em três folhelhos

diferentes, o ensaio realizado no folhelho B-L mostra que a transmissão de

pressão do poço para a formação independe da diferença de viscosidade entre a

água e a goma xantana, ou seja, a transmissão de pressão ocorre a uma mesma

velocidade.

O ensaio de substituição de fluido realizado, ensaio 6, mostra como e quanto

a pressão capilar proveniente de fluidos base óleo contribui para a estabilidade de

poços em formações de folhelhos. Neste ensaio, é mostrado, também, que a

emulsão salina utilizada, ou seja, que um fluido base óleo não gera uma

membrana semi-permeável perfeita quando em contato com um folhelho, como

anunciado por van Oort (1994).

Verificou-se uma diferença muitas vezes marcante, entre a pressão capilar

obtida analiticamente e a obtida experimentalmente. Os ensaios realizados

mostram que o cálculo da pressão capilar por meio da equação 2.7 pode levar a

resultados superestimados. Além disso, a determinação experimental dos

parâmetros envolvidos na equação (ângulo de contato, tensão superficial e raio de

poros) é de difícil realização podendo fornecer resultados duvidosos. A maior

dificuldade e a imprecisão na determinação experimental dos parâmetros

utilizados para o cálculo da pressão capilar podem levar a resultados

superestimados para este parâmetro. Estes problemas sugerem uma campanha

experimental na célula de difusão para a determinação da pressão capilar toda vez

que necessitar deste valor para se fazer um estudo de estabilidade de poços. Estes

ensaios mostram claramente a relação direta entre a pressão capilar e o tamanho

de poros do corpo de prova empregado.

Como pôde ser observado ao longo do trabalho, não se adotou uma

metodologia padrão para todos os ensaios realizados, mesmo porque um dos

objetivos indiretos da presente dissertação é a definição de uma metodologia

adequada para realização deste tipo de ensaio. Esta particularidade associada aos

DBD



poucos ensaios realizados acarretou numa dificuldade de se analisar os resultados

obtidos. Entretanto as seguintes observações são pertinentes.

Os ensaios realizados elevando-se a pressão de topo em estágios, são mais

demorados mas esta metodologia é mais adequada quando não se tem idéia do

valor da pressão capilar, além disso, permite a realização de uma segunda fase de

difusão de íons. A realização destas duas fases consecutivamente em um mesmo

corpo de prova é adequada quando não se dispõe de muitas amostras, como é o

caso normalmente observado em folhelhos de poço.

A metodologia de se elevar a pressão de topo em um único estágio diminui

consideravelmente o tempo do ensaio de transmissão de pressão, mas dependendo

do nível de pressão aplicada pode provocar uma invasão de fluido nos poros do

folhelho, o que dificulta a realização de uma posterior fase de difusão de íons.

Esta metodologia deve ser usada numa campanha experimental que tenha somente

como objetivo obter a pressão capilar de entrada de um determinado fluido.

DBD


5 Conclusões e Sugestões Para Trabalhos Futuros

5.1 Conclusões

Nesta dissertação um grande esforço foi realizado no sentido de caracterizar

os fluidos e o folhelho estudado. O estudo de reologia dos fluidos mostra que os

mesmos são classificados como pseudoplásticos não Newtonianos. Os ensaios de

ângulo de contato e tensão superficial, infelizmente, não apresentaram resultados

satisfatórios, o que evidencia um estudo mais aprofundado na determinação

experimental destes parâmetros de forma a obter resultados de pressão capilar

mais confiáveis, dispensando assim, o uso de equações empíricas, ou direcionando

para o uso confiável de alguma delas, ou mesmo, se possível, propor uma nova

equação que seja mais eficaz.

Através dos ensaios de caracterização verificou-se que o folhelho B-L

apresenta granolumetria fina e homogênea podendo ser classificado como silto-

argiloso e sendo composto, principalmente, por quartzo, calcita, caulinita e pirita.

Este folhelho apresenta uma baixa porosidade decorrente da alta concentração de

carbonato de cálcio que age como material cimentante.

Os estudos da porosimetria do folhelho B-L mostraram que esta rocha

apresenta diâmetro de poros bem menores que os outros folhelhos já estudados

nessa mesma linha de pesquisa. Somente com base na porosimetria pode-se prever

uma maior restrição ao fluxo e uma maior pressão capilar dos fluidos em contato

com este folhelho.

Os ensaios de transmissão de pressão e difusão de íons e osmose com

fluidos base água mostraram que o folhelho B-L apresenta baixa permeabilidade e

um alto valor de coeficiente de reflexão. Estes resultados são coerentes com a

porosimetria e os valores de índices físicos apresentados, confirmando a estrutura

porosa mais fechada deste folhelho quando comparado a outros folhelhos da Bacia

de Campos.

DBD


Conclusões e Sugestões 90

Assim como nos ensaios realizados por Duarte (2004) em três folhelhos

diferentes, o ensaio realizado no folhelho B-L mostra que a transmissão de

pressão do poço para a formação independe da diferença de viscosidade entre a

água e a goma xantana, ou seja, a transmissão de pressão ocorre a uma mesma

velocidade, independentemente do tipo de folhelho.

Os ensaios com óleo mineral, parafina pura e fluidos base óleo ressaltam a

versatilidade do equipamento na realização de ensaios de interação rocha-fluido.

Infelizmente, o tempo demasiadamente longo para a realização destes ensaios,

dificulta a realização de uma campanha mais extensa e deixa o ensaio mais

susceptível a quedas de energia e a danos nos equipamentos.

O ensaio de substituição de fluido realizado, ensaio 6, mostra como e quanto

a pressão capilar proveniente de fluidos base óleo contribui para a estabilidade de

poços em formações de folhelhos. Neste ensaio, é mostrado, também, que a

emulsão salina utilizada, ou seja, que um fluido base óleo não gera uma

membrana semi-permeável perfeita quando em contato com um folhelho, como

anunciado por van Oort (1994).

Por fim, verifica-se uma diferença muitas vezes marcante, entre a pressão

capilar obtida analiticamente e a obtida experimentalmente. A maior dificuldade e

a imprecisão na determinação experimental dos parâmetros utilizados para o

cálculo da pressão capilar, podem levar a resultados superestimados para este

parâmetro. Estes problemas sugerem uma campanha experimental na célula de

difusão para a determinação da pressão capilar toda vez que necessitar deste valor

para se fazer um estudo de estabilidade de poços.

5.2 Sugestões para Trabalhos Futuros

Nesta dissertação foi dado início ao estudo do comportamento de fluidos

base óleo em contato com folhelhos, no intuito de melhor entender como estes

fluidos atuam na estabilização deste tipo de rocha. Um grande avanço na definição

de uma metodologia de testes foi alcançado, entretanto, poucos ensaios foram

realizados devido ao tempo demasiadamente longo de cada um deles, ficando

DBD


Conclusões e Sugestões 91

alguma conclusões sujeitas a confirmações com ensaios futuros, como por

exemplo:

• O ensaio realizado com a emulsão II apresentou pressão capilar menor que

a observada no ensaio com parafina pura, isto possivelmente é função da

proporção 60/40 parafina/água existente na emulsão II. Entretanto, novos

ensaios, variando a proporção parafina/água, poderiam mostrar o que se

perde de pressão capilar com a adição de água no fluido. Este tipo de

estudo pode mostrar qual deve ser a proporção parafina/água para se ter

um melhor desempenho na estabilização do poço.

• O ensaio 6 mostrou que o fluido base óleo (emulsão II) não gera uma

membrana perfeita quando em contato com o folhelho. Entretanto,

somente um ensaio foi realizado, sendo, portanto, recomendável a

execução de novos ensaios para confirmar esta afirmação.

• Realização de um estudo mais aprofundado para a determinação da tensão

interfacial e do ângulo de contato para estudos de transmissão de pressão.

DBD


Referências Bibliográficas

6 Referências Bibliográficas

ADAMSON, A.. Physical Chemistry of Surfaces. John Wiley & Sons, 1990.

ANDERSEN, M.A., THOMAS, D.C., TEETERS,C.. A Formation Wettability Test: The Dyna Wilhelmy Plate Wettability Technique. Symposium on Enhanced Oil Recovery, SPE 17368, pp. 529-537, 1988.

ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 1: Rock/oil/Brine Interactions, and the Effects of Core Handling on Wettability. Journal of Petroleum Technology, 1125-44, Outubro, 1986.

ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 2: Wettability Measurement. Journal of Petroleum Technology, 1246-62, Novembro, 1986.

ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 3: The Effects of Wettability on the Electrical Properties of Porous Media. Journal of Petroleum Technology, 1371-78, Dezembro, 1986.

ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 4: Effects of Wettability on Capillary Pressure. Journal of Petroleum Technology, 1283-00, Outubro, 1987.

ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 5: The Effects of Wettability on Relative Permeability. Journal of Petroleum Technology, Novembro, 1987.

ANDERSON, W.G.. Wettability Literature Survey – Part 6: The Effects of Wettability on Waterflooding. Journal of Petroleum Technology, Dezembro, 1987.

ANTONOFF, G. N.. Sur la Tension Superficielle des Solutions dans la Zone Critique. J Chim Phys; 5, 364-71,1907. Apud EOW, J.S., GHADIRI, M., SHARIF, A.. 2003.

ARAÚJO, E.M.P.. Influência da Variação da Permeabilidade na Estabilidade de Poços de Petróleo. Dissertação de mestrado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 115 p, 2002.

BALLARD, T.J., DAWE, R.A.. Wettability Alteration Induced by Oil-Based Drilling Fluid. SPE 17160. Formation Damage Control Symposium, Califórnia, 1988.

BEAR, J.. Dynamics of Fluids in Porous Media. American Elsevier Publishing Company, Inc. 2º ed. 1975.

BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. Adaptation of the Drop-Weight Method for the Quantification of Surface Tension: a Simplified Apparatus for the CMC Determination in the Chemistry Classroom. Quím. Nova. [online]. May/June 2004, vol.27, n.3, p.492-495. [acesso dia 28 Março

DBD


Referências Bibliográficas 93

2005]. <http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0100-40422004000300021&lng=en&nrm=iso>. ISSN 0100-4042.

BIKERMAN, J.J.. Surface Chemistry: Theory and Applications. Academic Press, Inc. 2º ed. 1958.

BOL, G.M.; WONG, S.W.; DAVIDSON, C.J.; WOODLAND, D.C.. Borehole Stability in Shales. European Petroleum Conference, SPE 24975, Cannes, pp. 127-141, 1992.

BOURGOYNE, AT., et al.. Applied Drilling Engineering. SPE Textbook series. Vol. 2, 510p,1986.

BURGESS, D.J.. Prediction of Interfacial Tension Between Oil Mixtures and Water. Journal of Colloid and Interface Science, 241, pp. 509-513, 2001.

CARROLL, D.. Clay Minerals: a Guide to their X-Ray Identification. The Geological Society of America, Special Paper 126, 80 p, 1970.

CESERO, P., ROS, L.F., MAURO, L.M.. Técnicas de Preparação de Lâminas Petrográficas e de Moldes de Poros na Petrobrás. Boletim de Geociências da Petrobrás, RIO DE JANEIRO, v. 3, n. 4, p. 105-116, 1989.

CHATTOPADHYAY, S., SHARMA, M.M., JAIN, V.. Effect of Capillary Pressure, Salinity, and Aging on Wettability Alteration in Sandstones and Limestones. SPE 75189, Improved Oil Recovery Symposium, Oklahoma, 2002.

CHENEVERT, M.E.. Shale Control with Balanced-Activity Oil-Continuous Muds. SPE 44th Annual Fail Meeting, SPE 2559, Denver, pp. 1309-1316, 1970.

CHENEVERT, M.E.. Lecture: Diffusion of Water and Ions into Shales. Eurock 1990. Rotterdam. September. 1-4, pp. 1177-1184, 1990.

CLINE, J.T., TEETERS, D.C., ANDERSEN, M.A.. Wettability Preferences of Minerals Used in oil-Based Drilling Fluids. International Symposium on Oilfield Chemistry, SPE 18476, Houston, 1989.

COSTA, S.S.; HOLZBERG, B.B.; PASTOR, J.A.S.C. e FONTOURA S.A.B. Sistema Integrado para Monitoramento de Problemas de Perfuração de Poços. Relatório Final GTEP/CENPES, Janeiro 2004.

COSTA, S.S. e FONTOURA S.A.B. Manual do Simcarr - Simulador para Carreamento de Cascalhos - Versão 6. GTEP/CENPES, Fevereiro 2004.

DONAHUE, D.J., BARTELL, F.E.. The Boundary Tension at Water-Organic Liquid Interfaces, J. Phys. Chem. Vol. 56, pp. 484-840, 1952.

DUARTE, L.C., JUCHEM, P.L., PULZ, G.M., BRUM, T.M.M., CHODUR, N, LICCARDO, A., FISCHER, A.C., ACAUAN R.B.. Aplicações de Microscopia Eletrônica de Varredura (MEV) e Sistema de Energia Dispersiva (EDS) no Estudo de Gemas: Exemplos Brasileiros. Pesquisas em Geociências, 30 (2), pp. 3-15, 2003.

DUARTE, R.G., Avaliação da Interação Folhelho-Fluido de Perfuração para Estudos de Estabilidade de Poços. Dissertação de mestrado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 122 p, 2004.

DU NOUY, P.L., J.. Gen. Physiol. V. 1, 521, 1919. Apud BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. 2004.

DBD



DUSSEAULT, M.B., GRAY, K.. Mechanisms of Stress-Induced Wellbore Damage. SPE 23825, International Synposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, 26-27, 1992. Apud HAWKIES, C. D., McLELLAN, P.J., RUAN, C., MAURER, W., 1992.

EOW, J.S., GHADIRI, M., SHARIF, A.. Experimental Studies of Deformation and Break-up of Aqueous Drops in High Electric Fields. Colloides and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects, 225 pp. 193-210, 2003.

EWY, R.T.. Pore Pressure Change Due to Shale-Fluid Interactions Measurements Under Simulated Wellbore Conditions. 14th North American Rock Mechanics Symposium, Seattle, 2000. Apud SCHLEMMER, R., FRIEDHEIM, J.E., GROWCOCK, F.B., BLOYS, J.B., HEADLEY, J.A., POLNASZEK, S.C., 2002.

EWY, R.T.; STANKOVICH, R.J.. Shale-Fluid Interactions Measured Under Simulated Downhole Conditions. SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, SPE 78160, Irving, 10 p, 2002.

EXPLORING FOR OFFSHORE OIL AND GAS, Drilling Basics. Apud SERRA, A.C.S.. 2003.

FIROOZABALDI, A., HAUGE, J., Capillary Pressure in Fractures Porous Media. SPE 18747. J.P.T., pp. 784-789, Junho, 1990.

FOWKES, F.M.. J. Phys. Chem. Vol. 66, 382, 1962. Apud EOW, J.S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.

FRYDMAN, M.; FONTOURA, S.A.B.. Algorithms for Wellbore Stability Simulation in Shales – Numerical Formulation. Relatório GTEP –24/1999, submetido ao Joint Industry Project Steering Committee, Rio de Janeiro, 49p. 1999.

FRYDMAN, M.; FONTOURA, S.A.B.. Modeling Aspects of Wellbore Stability in Shales. Latin American and Caribbean Petroleum Enginnering Conference, SPE 69529, Buenos Ayres, 8 p, 2001.

GARCIA, O.C.C.. Avaliação da Influência da Interação Folhelho-Fluido na Estabilidade de Poços. Dissertação de mestrado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 132 p, 2003.

GIRIFALCO, L.A., GOOD, R.J.. J. Phys. Chem. Vol. 61, 904, 1957. Apud BURGESS, D. J., 2001.

HALE, A. H.; MODY, F.K.; SALISBURY, D.P.. Experimental Investigation of the Influence of Chemical Potential on Wellbore Stability. IADC/SPE Drilling Conference, SPE 23885, New Orleans, pp. 377-389, 1992.

HAWKES, C.D.; McLELLAN, P.J.; RUAN, C; MAURER, W.. Wellbore Instability in Shales: A Review of Fundamental Principles and GRI-Funded Research. GRI Project Manager, Final Report, Dec. 2000.

LABCONTROL - Instrumentos Científicos. http://www.labcontrol.com.br (Acesso em 21/09/2004).

LAMBE, T.W. & WHITMAN, R.V.. Soil Mechanics. New York, John Wiley and Sons, 1969.

http://www.labcontrol.com.br/

DBD



LI, K., FIROOZABADI, A.. Experimental Study of Wettability Alteration to Preferential Gas-Wetting in Porous Media and Its Effects. SPE Reservoir Eval. & Eng. 3 (2), Abril, 2000.

MACHADO, J.C.V.. Reologia e Escoamento de Fluidos. Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2002.

MODY, F.K.; HALE, A.H. A Borehole Stability Model to Couple the Mechanics and Chemistry in Drilling Fluid Shale Interaction. SPE/IADC 25728, SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 1993.

MULYADI, H., AMIN, R.. A New Approach to 3D Reservoir Simulation: Effect of Interfacial Tension on Improving Oil Recovery. SPE 68733. Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Indonésia, Abril, 2001.

MUNIZ, E.S. Desenvolvimento de Equipamento e Metodologia de Teste e Análise para Avaliação da Interação Folhelho-Fluido de Perfuração. Tese de doutorado, Departamento de Engenharia Civil, PUC-Rio, Rio de Janeiro, 2003.

MUNIZ, E.S.; FONTOURA, S.A.; LOMBA, R.F.T.. Development of Equipment and Testing Methodology to Evaluate Rock-Drilling Fluid Interaction. GulfRocks04, The 6th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS), Houston, Texas, Paper 599, 8 p., 2004.

MUNIZ, E.S.; ARAÚJO, E.M.P.; FONTOURA, S.A.B.. Determinação de parâmetros de transporte de massa através da retroanálise de ensaios de transmissão de pressão utilizando o programa FPORO®. INFOGEO 2005 – 5º Simpósio Brasileiro de Aplicações de Informática em Geotecnia., Belo Horizonte, Minas Gerais, artigo 002, 6 p., 2005.

MUNIZ, E.S.; FONTOURA, S.A.B.; DUARTE, R.G.; LOMBA, R.F.T.. Evaluation of the Shale-Drilling Fluid Interaction for Studies of Wellbore Stability. AlaskaRocks05, The 7th North America Rock Mechanics Symposium (NARMS), Anchorage, Alaska, Paper 816, 8 p., 2005.

NELLENSTEYN, R.. Kolloid-Z. 63, 339, 1933. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A.. 2003.

OLSEN, H.W., YEARSLEY, E.N., NELSON, K.R.. Chemico-Osmosis Versus Diffusion-Osmosis. Transportation Research Record 1288, pp 15-22, 1990.

PASTOR, J.A.S.C.. Modelagem de Reservatórios de Petróleo Utilizando Formulação Acoplada de Elementos Finitos. Tese de doutorado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 67 p, 2001.

POUND, J.R.. J. Chem. Soc. 123, 578-599, 1923. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.

RABE, C.. Estudo Experimental da Interação Folhelho-Fluido de Perfuração Através de Ensaios de Imersão. Tese de Doutorado, Pontifícia Universidade Católica, Rio de Janeiro, 290 p, 2003.

REED, S.J.B.. Electron Microprobe Analysis and Scanning Electron Microscopy in Geology. Cambridge University Press. 201 p. 1996. Apud DUARTE, L.C., JUCHEM, P.L., PULZ, G.M., BRUM, T.M.M., CHODUR, N, LICCARDO, A., FISCHER, A.C., ACAUAN R.B.. 2003.

DBD



REYNOLDS, W.C. J. Chem. Soc. 119, 466-476, 1921. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.

RITTER, H.L., DRAKE, L.C.. Pore Size Distribution in Porous Materials. Ind. Eng. Chem.. Analysis, n° 12, pp. 782-791, 1945. Apud RABE, C.. 2003.

SANTOS, H.M.. Analise de Estabilidade de Poços Inclinados. Dissertação de Mestrado, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Civil, Rio de Janeiro, 1989.

SCHLEMMER, R., FRIEDHEIM, J.E., GROWCOCK, F.B., BLOYS, J.B., HEADLEY, J.A., POLNASZEK, S.C. Membrane Efficiency in Shale – An Empirical Evaluation of Drilling Fluid Chemistries and Implications for Fluid Design. IADC/SPE Drilling Conference, SPE 74557, Dallas, 12 p, 2002.

SERRA, A.C.S.. A Influência de Aditivos de Lama de Perfuração Sobre as Propriedades Geoquímicas de Óleos. Dissertação de Mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro, 146p, 2003.

SKEMPTON, A.W.. The Pore-Pressure Coefficients A and B. Geotechnique, 4, pp.143-147, 1954.

SRISANKAR, E.V., SHAH, J.P., NARAYAN, K.S.. Chem. Educ. V. 64, 378, 1987. Apud BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. 2004.

STAVERMAN, A.J.. Theory of Measurement of Osmotic Pressure. Recueil des Travaux Chimiques des Pays-Bas, vol.70, pp. 344-352, 1951. Apud TARE, U. A., MODY, F. K., MESE, A. I., 2000.

STEIGER, R.P.; LEUNG, P.K. Quantitative Determination of the Mechanical Properties of Shales. SPE Drilling Engineering, 18024, 1992.

SEO - SURFACE & ELECTRO-OPTICS CORPORATION www.s-eo.com (acesso em 26/11/2004).

SYNTHETIC drilling fluids meets deepwater challenge. Apud SERRA, A.C.S.. 2003.

TAN, C. P.; RAHMAN, S. S.; CHEN, X.. Wellbore Stability Analysis and Guidelines for Efficient Shale Instability Management. Paper SPE/IADC 47795, SPE/IADC Drilling Conference, Indonesia, 1998.

TAN, C.P.; WU, B.; MODY, F.K.; TARE, U.A.. Development and Laboratory Verification of High Membrane Efficiency Water-Based Drilling Fluids with Oil-Based Drilling Fluid-Like Performance in Shale Stabilization. SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, SPE 78159, Irving, 12 p, 2002.

TARE, U.A., MODY, F.K., MESE, A.I., Understanding Chemical-Potential-Related Transient Pore-Pressure Response To Improve Real-Time Borehole (In)Stability Predictions. SPE/Petroleum Society of CIM 65514, Alberta, 8 p, 2000.

TATE, T.. Philos. Mag. V. 27, 176, 1864. Apud BEHRING, J.L., LUCAS, M., MACHADO, C.. 2004.

VAN OORT, E.. A Novel Technique for the Investigation of Drilling Fluid Induced Borehole Instability in Shales. EUROCK'94, SPE 28064, pp. 293-308, 1994.

http://www.s-eo.com/

DBD



VAN OORT, E.; HALE, A. H.; MODY, F.K.. Manipulation of Coupled Osmotic Flows for Stabilization of Shale Exposed to Water-Based Drilling Fluids. Annual Technical Conference and Exhibition, SPE 30499, Dallas, 497-509 p, 1995.

VAN OORT, E.; HALE, A. H.; MODY, F.K.; ROYS.. Transport in Shales and the Design of Improved Water-Based Shale Drilling Fluids. Annual Technical Conference and Exhibition, 1994, SPE 28309, New Orleans, pp. 137-146, 1996.

VAN OORT, E.. On the Physical and Chemical Stability of Shales. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 38, pp. 213-235, 2003.

WASHBURN, E. W.. Note on a Method of Determination the Distribution of Pore Sizes in a Porous Materials. Proc. Nat. Acad. Sic. U.S.A., nº 7, pp. 115-116, 1921.

WHITTAKER,A. Theory and Application of Drilling Fluid Hydraulics. IHRDC, Boston, 198p,1985.

WILHELMY, L.. Ueber Die Abhangigkeit der Capillaritats-Constanten des Alkohols von Substanz und Gestalt des Benetzten Festen korpers. Ann. Physik., 119 (6), pp. 177-217, 1863. Apud ANDERSEN, M.A., THOMAS, D.C., TEETERS,C., 1988.

WOODMAN, R.M.. J. Phys. Chem. 31, 1742-1745, 1927. Apud EOW, J. S., GHADIRI, M., SHARIF, A. 2003.

WORD OIL, Exploration, Drilling and Production. Classification of drilling fluids, Vol. 223, n. 6, Gulf Publishing Company, 2002. Apud SERRA, A.C.S.. 2003.

YANG, D., GU, Y.. Visualization of Interfacial Interactions of Crude Oil-CO2 Systems Under Reservoir Conditions. 14th Symposium on Improved Oil Recovery, SPE 89366, Oklahoma, 2004.

ZHANG, X., MORROW, N.R., MA, S.. Experimental Verification of a Modified Scaling Group for Spontaneus Imbibition. Annual Technical Conference and Exhibition, SPE 30762, Dallas, pp. 280-285, 1996.

DBD


Cyntia Siqueira Muniz Interação fluidos sintéticos base ... Aos meus familiares, em especial, Tia...

Documents

Transcript of Cyntia Siqueira Muniz Interação fluidos sintéticos base ... Aos meus familiares, em especial, Tia...