1 1. INTRODUÇÃO Na indústria da perfuração de poços, os fluidos de perfuração têm importância fundamental.São eles que devem permitir o resfriamento da broca, a manutenção da estabilidade do poço meio ambiente. Contudo, os fluidos de perfuração comumente levam em sua constituição substâncias capazes de retardar a ocorrência de fenômenos indesejáveis (formação de hidratos, por exemplo). Neste trabalho, foram estudadas as propriedades gerais dos fluidos de perfuração usados em poços de petróleo. Para tanto foi realizado uma pesquisa de algumas principais definições dos fluidos de perfuração, nas suas classificações (a base óleo, a base água, a base ar e fluidos sintéticos) com o objetivo de apresentar suas vantagens e desvantagens na utilização dos fluidos de perfuração. além de outras funções. Muitos fluidos de perfuração incorporam constituintes com características tóxicas, corrosivas ou agressivas ao reologia do fluido. mangueiras da superfície) é bem entendido na literatura.2 2-ASPECTOS SOBRE O FLUXO DE FLUIDOS DURANTE A PERFURAÇÃO Observando-se o sistema de circulação da sonda mostrado na Figura-1 . segurança e eficiencia do sistema de circulação. taxa de penetração) e condições ambientais (temperatura. condições de operação (geometria do sistema. Desta forma. é o escoamento através do espaço anular existente entre a coluna de perfuração e o poço (aberto/revestido). rotação da coluna. vazão nas bombas. Figura 1 – Sistema de Circulação Um problema que ainda permanece em estudos. Devido a aspectos de dimensionamento. é importante se conhecer a pressão e perfil de velocidades em cada ponto do circuito. torna-se necessário a modelagem/entendimento do escoamento através do cicuito. considerando-se aspectos relativos a regimes de fluxo. tanto em termos de modelagem matemática para previsão de perdas de carga e perfis de velocidade (escoamento monofásico laminar turbulento) quanto em termos de medidas experimentais em laboratório. verifica-se que o fluido percorre geometrias tubulrares. pressão). O escoamento através de tubos cilíndricos (interior da coluna de perfuração. . kelly. anulares e através de bocais (jatos da broca). A resposta mecânica do meio poroso pode ser alterada devido à presença . aparecem algumas divergências entre autores com relação à classificação. o critério se baseia no constituinte principal da fase contínua ou dispersante. os fluidos são classificados. existem ainda limitações no entendimento pleno do escoamento anular durante a operação. que dificultam sensivelmente a análise. podem ser listados a seguir: • Comportamento dinâmico da coluna dentro de um poço preenchido com fluido de perfuração • Regime de fluxo (laminar. turbulento. segundo Thomas (2001). gás. uma fase orgânica (ou óleo) ou o ar (ou gases). Devido à variedade e complexidade dos fluidos de perfuração. óleo ou então a combinação destes). primariamente.3 Apesar de haver várias contribuições relevantes na literatura. Alguns pontos importantes na abordagem desse escoamento. existencia de vórtices) • Excentricidade anular • Reologia do fluido • Transferencia de calor no sistema CLASSIFICAÇÃO DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO A definição e classificação de um fluido de perfuração consideram os componentes dispersantes e dispersos. além dos aditivos químicos empregados na sua composição. tanto em termos de modelagem matemática quanto em termos de análise experimental. por: • Fluidos à base de água • Fluidos à base de orgânicos (ou óleo) • Fluidos à base de gás (ou ar) FLUXO DE FLUIDO EM MEIOS POROSOS Um meio poroso é composto basicamente de um esqueleto sólido e fluido (no caso de poços de petróleo os fluidos são: água. Uma vez que este pode ser a água. Entretanto. Num primeiro momento dá-se ênfase à avaliação das questões relativas à estabilidade do poço. classifica-se a perda de estabilidade por tração. Estes fenômenos acoplados. a ênfase é voltada a fatores relacionados à produção. Nesse novo cenário. pressões. Busca-se restabelecer o estado inicial de equilíbrio substituindo o material retirado por um fluido (fluidode perfuração). Num . Ao se iniciar o processo de perfuração. Num primeiro mecanismo. causando assim a ruptura da formação. Um poço de petróleo. devido à retirada de material sólido. os problemas relacionados à análise das respostas de poços de petróleo. representa o evento em que tensões de tração ultrapassam a resistência à tração do material que compõem o meio poroso. químicos ou de temperatura. passa por diferentes fases. alterando as propriedades do meio ou penetrando no meio poroso. algumas propriedades mecânicas do meio podem ser alteradas devido a essas modificações. o estado de equilíbrio é perturbado. regiões danificadas. durante sua vida útil. a pressão que o fluido de perfuração exerce sobre a parede do poço dificilmente reproduz exatamente o estado de tensões original. verificados na grande maioria das vezes na fase de perfuração do poço. apontam-se dois mecanismos principais que levam à perda de estabilidade de poços. O acoplamento desses efeitos é de grande importância para uma predição das respostas envolvidas nos problemas de análise de tensões. Os problemas de instabilidade. numa etapa seguinte. uma concentração de tensões na região ao redor do poço. que se estende desde a parede até uma distância equivalente a alguns diâmetros de poço. a resposta do fluxo de fluido pode ser alterada devido às modificações no comportamento mecânico do meio poroso. Entretanto. Esses mecanismos por sua vez não devem ser tratados de forma isolada. Esse mecanismo. O meio poroso onde se efetua a perfuração de um poço de petróleo encontra-se em estado de equilíbrio. em poços de petróleo. Estabelecido esse panorama durante a perfuração.4 de fluido e inversamente. entre outras. têm um caráter transiente. estão ligados aos efeitos físicos. no comportamento do meio poroso. podem ocorrer devido à alteração das tensões in situ. dado os efeitos que causam uns aos outros. alterando a pressão de poros na região adjacente ao poço. Além de uma zona de concentração de tensões. De uma forma geral. saturações. verifica-se geralmente. Outra consideração refere-se à possibilidade do fluido de perfuração reagir quimicamente com a formação porosa. tais como deslocamentos. Já o segundo. devido principalmente a reações químicas. que por sua vez podem gerar outros danos. A mudança de fluxo monofásico para fluxo bifásico também se dá geralmente nessa fase. a análise de estabilidade de poços é usualmente realizada de forma determinística. geralmente são verificados. Essas heterogeneidades produzem variabilidade nas propriedades mecânicas e hidráulicas dos meios porosos. No entanto. refere-se ao que ocorre quando a pressão do fluido de perfuração é baixa. Os modelos geralmente usados para essa finalidade são soluções analíticas simplificadas ou análises numéricas não muito sofisticadas com o método dos . tanto na formação quanto no revestimento do poço. também referenciado como perda de estabilidade por compressão. dividem-se em dois modos distintos. o meio poroso. Na etapa de produção. com comportamento de fluxo permanente. uma vez que além de óleo o poço passará a produzir água. graus de saturação. Em geral.5 segundo mecanismo. meso e macro-escala. tensões e região plastificada ou danificada. seja pela chegada de um frente de água devido à injeção (procedimento corriqueiramente empregado) ou pela entrada de água advinda das proximidades do poço. passa mais uma vez a apresentar respostasde caráter transiente. Essa variabilidade mostra em geral um caráter espacial pronunciado. que se encontrava em equilíbrio. são também aleatórias. as respostas. O primeiro modo. poro pressões. dispersões e probabilidades de ocorrência. Da mesma forma. A entrada de água pode alterar algumas propriedades do meio poroso. Esse mecanismo geralmente contempla os aspectos relacionados ao aparecimento de regiões plastificadas. produtividade baixa. Além disso. problemas de produção de areia. verificando-se alterações nos campos de tensões e pressões. classifica-se a perda de estabilidade por cisalhamento. Dessa forma. sabe-se que os meios porosos e em particular rochas sedimentares. Tanto a perda de estabilidade por tração quanto à perda de estabilidade por cisalhamento. ocorre quando a pressão do fluido de perfuração é excessivamente alta. mostram heterogeneidades tanto em micro. entre outros. a análise das respostas de poços é realizada de forma determinística em relação às propriedades mecânicas e hidráulicas do meio poroso. dano no revestimento do poço. podendo ser expressas em termos de valores médios. estimando-se uma janela operacional de valores de pressão de fluido de perfuração. modo inferior e modo superior. As condições de produção do poço também podem ser alteradas. 6 elementos finitos. que os leva a um repouso momentâneo ou retarda sua velocidade de modo que devam voltar a acelerar-se. FLUXO NA COLUNA DE PRODUÇÃO O fluxo em tubulações define-se como o movimento de gás livre. Como executado hoje em dia. que permite apreciar as possíveis zonas de maior queda de pressão num sistema de produção. também apresentam variações. os resultados dessas análises podem apresentar discrepâncias quando comparados com o comportamento real observado nos poços de petróleo. análises probabilísticas de estabilidade de poços podem ser efetuadas. Dadas essas características. descritos geralmente em função das respostas do problema entre outras hipóteses. Também deve somar-se o consumo por energias cinética. O gás proveniente do meio poroso passa à etapa de transporte por tubulação com movimento vertical ou direcional até superfície. chokes) antes de ingressar na linha principal que conecta com o separador esses acessórios interpõem uma resistência ao canal de fluxo provocando uma perda adicional da energia inicial disponível. Uma vez que as propriedades do meio são aleatórias e que as respostas. . por esse motivo. limites operacionais de pressão de fluido de perfuração também aleatórios. pode-se pressupor que os critérios de estabilidade. o fluido pode ou não passar por acessórios (válvulas. também apresentam variabilidade. Durante o percurso. as perdas devido ao choque das partículas do fluido umas contra outras e com as paredes da tubulação. potencial e de atrito. gerando com isso. mistura de fluidos ou uma combinação de algum modelo de fluxo em tubulações sob diferentes condições de operação ao longo da sua viagem. onde muda para um deslocamento horizontal ou inclinado até o separador. e vem acompanhado de gás livre em água.h) • Gradiente devido à fricção ⇒ f(D.Padrões de fluido vertical A pressão no fundo deve ser suficiente para vencer: • • • • • A coluna hidrostática do fluido na coluna de produção As perdas por fricção As perdas nas restrições (válvulas) As perdas na linha de produção A pressão nos equipamentos de separação Gradiente dinâmico: • Gradiente devido à elevação ⇒ f(ρ . Os padrões de fluxo geralmente aceitos para o fluxo vertical multifásico são: bolha. transição e anaular-nevoeiro.q. entretanto.rugosidade) . golfada.7 Padrões de fluido vertical multifásico O fluido de gás que sai do meio poroso.fluido. possui gás em solução. Comforme a figura: Figura 4. elevado sua pressão para aproximadamente 100/150 kgf/cm2 em um turbocompressor e injetado de maneira controlada no anular do poço através dos mandris de gás lift instalados na coluna de produção. É considerada uma extensão do fluxo natural do poço.Oposição de solicitações no fundo do poço FLUXO DE FLUIDO NA SUPERFÍCIE Quando o reservatório possui boa pressão de formação. porque é baseado no processo de liberação e expansão do gás na medida em que o óleo vai subindo pela coluna de . recorre-se então aos métodos de elevação artificial que melhor se adequar às características do campo. Podemos citar como métodos de elevação artificial mais utilizados: • Gás Lift Gás obtido na plataforma a partir da separação óleo/gás.Curva de gradiente de pressão para fluxo monofásico de liquido Figura 3. fazendo o carreamento do óleo através da gaseificação do fluido que se encontra no interior da coluna. dizemos portanto que estes poços são sugentes . o gás atinge o interior da coluna e retorna à superfície.8 • Gradiente devido à aceleração (significativo para RGO alto) Figura 4. Quando esta pressão não consegue mais trazer o óleo até a superfície. faz com que seus poços consigam por muito tempo impulsionar o óleo até a superfície. com qualquer pressão de reservatório e para vazões de produção variando de poucos barris a dezenas de milhares por dia. Desvantagens do método: Não pode ser utilizado onde não há gás em boas quantidades.9 produção. O método é considerado bastante versátil. Investimentos iniciais baixos. Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos Suas principais vantagens são: Baixo custo operacional para produção de fluidos com areia. Apresenta boa flexibilidade operacional no que se refere à variação dos volumes produzidos. podendo ser aplicado a poços de qualquer profundidade. Um sistema de controle de injeção de gás na cabeça do poço (Um choke ajustável) Um sistema de controle sub-superficial de injeção de gás (Mandril de gás lift) ( Separador). Basicamente o sistema consiste de: Fonte de Gás de alta pressão (Turbocompressor). Sua aplicação pode ser problemática se o gás for muito corrosivo ou quando o óleo muito viscoso. É o método mais indicado para poços com RGO altos. Pode se tornar antieconômico quando precisar de grandes pressões de compressão. Requer de elevada contrapressão sobre a formação produtora durante a operação . 10 • Bombeio Centrífugo Submerso – BCS O bombeio Centrífugo Submerso ( BCS ) é um método de elevação artificial que consiste fundamentalmente no incremento de pressão de fundo dado por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios que é acionada por um motor elétrico trifásico acoplado a bomba através de um selo protetor. A energia elétrica é conduzida da superfície até o motor por meio de um cabo elétrico especialmente projetado para este fim. fixado à coluna de produção por meio de fitas de aço inoxidável 3/4”. São instalados também. pois o gás em excesso provoca cavitação e o sistema perde eficiência. Nos poços terrestres é comum a utilização de uma cabeça de produção tipo “Hercules”. O BCS é um método adequado a campos de petróleo onde o RGO ( razão gás óleo ) é baixo. O conjunto BCS deve ser dimensionado de acordo com o Índice de Produtividade do poço e instalado a uma profundidade em que a sucção da bomba fique sempre submergida. Todo o sistema de controle e proteção do motor é feito pelo quadro de comando que é ligado diretamente ao transformador de tensão. mandris. Este conjunto com todos os componentes unido uns aos outros por luvas de acoplamento. etc. A caixa de junção é instalada entre a cabeça do poço e quadro de comando e tem por finalidade evitar que alguma quantidade de gás que eventualmente migre pelo interior do cabo. O conjunto BCS é montado na extremidade da coluna de produção e nela são instalados equipamentos que tem a finalidade de drenar o óleo do tubo para o anular (sliding sleeve) nas operações de retirada evitando assim o banho de óleo na superfície. impulsiona o óleo de determinada altura. . chegue até o quadro de comando. até a superfície. niplles. Todos com funções específicas. onde um flange bipartido com borrachas faz a vedação onde o cabo passa através da cabeça. O movimento de rotação do rotor dentro do estator é excêntrico. as quais se movimentam axialmente desde a sucção da bomba até a descarga. um sensor que emite sinais para a superfície. São bombas de deslocamento positivo. resultando num fluxo constante e sem pulsações. Quando se deseja medir e ou registrar os valores de pressão e temperatura no fundo. a qual é proporcional á velocidade de rotação da bomba. que sob uma grande faixa de condições supera a outros métodos. formadas por um rotor helicoidal de aço e um estator moldado com elastômero cintético em forma de dupla hélice interna com duplo comprimento de passo. devido a sua adaptabilidade a fluidos altamente viscosos e abrasivos. O rotor é suspenso por uma haste de bombeio. O selo entre o estator e o rotor obriga o fluido a se deslocar axialmente. Para gerar a elevação do óleo. é descido com o motor. deve existir uma pressão diferencial entre as . possui características únicas. Pode-se utilizar uma impressora para registro desses valores • Bombeio de Cavitação Progressiva ( BCP ) O método de elevação por BCP. formando uma série de cavidades seladas e separadas 180°. encontrando-se numa posição ideal na produção de óleos pesados. a qual á acionada desde a superfície por um motor e um sistema de engrenagens ( drive head). associados à produção de areia e a fluidos multifásicos. sendo maior que a maioria dos métodos. igualando a velocidade de formação e diminuição das cavidades. A eficiência do sistema chega a atingir 60%. que suporta o peso e transmite o movimento de rotação à haste. utilizando o mesmo cabo que conduz energia para o motor. Estes sinais são decodificados e mostrados os valores de forma digital num monitor na superfície.11 Nos poços off-shore onde é exigida uma maior segurança a passagem do cabo através da cabeça é feita com a utilização de um mandril eletricamente condutor. e de um embolo que se desloca para cima e para baixo no interior deste cilindro mediante a ação da haste de bombeio. aciona uma bomba de deslocamento positivo localizada dentro do poço. está localizada no êmbolo movimenta junto com ele. e isso requer um selo hermético entre o rotor e o estator. . • Baixo requerimento de potência. a qual se compões de uma série de hastes rosqueadas e acopladas na superfície à unidade de bombeio. permitindo sua utilização na produção com areia e fluidos abrasivos. de forma geral. a válvula de passeio. • Baixo Investimento Inicial e custos de operação. Vantagens adicionais do método: • Fácil Instalação e operação. • Mínima manutenção. O rotor é feito em aço recoberto por cromo. No fundo do cilindro está localizada uma válvula de esfera. fluidos de baixa e alta viscosidade. e o elastômero do estator aumenta a resistência. num equipamento de superfície comandado por um motor. A bomba na sua forma mais simples. a qual é fixa ( válvula de pé) enquanto uma Segunda válvula de esfera. suspenso na coluna de produção. o qual aciona um sistema de engrenagens que transforma movimento rotatório do motor num movimento recíproco da unidade de bombeio. consiste de um cilindro ou barril. • Bombeio Mecânico ( Cavalo de Pau ).12 sucessivas cavidades. Este sistema consiste. além de fluido multifásicos (gás-líquido). Esta unidade tem uma série de dispositivos mecânicos que transmitem o movimento recíproco vertical a uma haste de bombeio que. • Baixo Impacto Ambiental. por sua vez. são elevados para cabeça do poço. refletindo-se diretamente na redução da intervenção dos poços. tornam este sistema muito atraente em termos de custo operacional de produção e mais ainda em campos offshore. através da misturas com fluido de alta pressão ( Fluido de potência).13 Quando o movimento do embolo é para cima ( Upstroke ) a válvula de pé abre e a de passeio fecha. Este é o método mais comum na produção de óleo pesado em campos onshore. em razão de sua baixa eficiência relacionada a problemas com: • • Pouca vida útil do equipamento. exigindo portanto um maior consumo de energia. Quando seu movimento é para baixo ( Downstroke ) a válvula de pé fecha e a de passeio abre permitindo a passagem do fluido à bomba e à coluna de produção. Dentro da indústria do petróleo. portanto aumentando o número de intervenções no poço. embora exista a tendência de substituí-lo. o qual é bombeado desde a superfície. simplicidade. e seu baixo índice de intervenção nos poços. • Unidade de bombeio sobrecarregadas. geralmente de baixa pressão. e por sua vez deslocando à superfície o fluido que entrou no ciclo anterior. • Bombeio Hidráulico a jato É um sistema de elevação artificial onde os fluidos produzidos pelo reservatório. • • Limitações em poços profundos e desviados. Interferência de gás. flexibilidade e facilidade de manutenção. Freqüentes falhas na haste de produção devido aos excessivos esforços gerados pela alta viscosidade e densidade do fluido. consistindo somente de um sistema de jato e um difusor que permite controlar os níveis de energia dos fluidos envolvidos no processo. permitindo a entrada de fluido na bomba. A simplicidade dos equipamentos de fundo de poço. a qual é um dos itens de maior peso no custo . a redução de custos tem-se trazido em sistemas que empregam equipamentos de subsuperfície de maior resistência. 14 operacional. significa parada de produção. O fluido motriz chega ao fundo do poço com elevada pressão. chegue até a superfície. entram em um difusor. os fluidos. o bombeio hidráulico tem despertado muito interesse. Devido a queda de pressão que ocorre na saída do bocal os fluidos produzidos são succionados para dentro de uma garganta juntamente com o fluido motriz. intimamente misturados apresentando alta velocidade. Além disso é possível retirar o conjunto de fundo sem necessidade do emprego de sonda. onde um contínuo aumento na área aberta ao fluxo promove a conversão de energia cinética em energia pressão. sendo importante conhecer tanto o fluido a ser utilizado como o perfil (formação rochosa) onde será utilizado. ( Implica operações de Wire-line). desviada para o espaço anular. já que dentro de sua estrutura( No fundo do poço ) não emprega parte móveis. pois além de custo por sonda. permitindo que a mistura. CONCLUSÃO Compreender os fluidos de perfuração abrange diversos temas. incrementando a continuidade operacional do sistema. apontar os principais parâmetros que poderão vir a melhorar o desempenho dos fluidos de perfuração nas atividades de campo para perfuração de poços de petróleo. e passa através de um bocal que converte energia potencial( Pressão) em energia cinética resultando em altíssima velocidade. Durante a mistura ocorre a transferência de quantidade de movimento do fluido de potência para os fluidos do reservatório. . foram verificadas as principais características dos componentes de um fluido de perfuração e. Na saída da garganta. através destes. Nesta pesquisa. portanto alta energia cinética. De acordo com isto.