universidade federal rural do semi-árido campus angicos

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO
CAMPUS ANGICOS
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS TECNOLOGICAS
E HUMANAS - DCETH
CURSO DE CIÊNCIAS E TECNOLOGIA
KELLYTON LAMARCK SANTOS RODRIGUES
UM ESTUDO SOBRE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO
Angicos/RN
2013
KELLYTON LAMARCK SANTOS RODRIGUES
UM ESTUDO SOBRE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO
Monografia apresentada ao curso de
Bacharelado em Ciência e Tecnologia da
Universidade Federal Rural do Semi-Árido –
UFERSA, como requisito parcial para
obtenção do título de Bacharel em Ciência e
Tecnologia.
Orientador: Profº. Me. Leonardo Magalhães
Xavier Silva.
Angicos/RN
2013
KELLYTON LAMARCK SANTOS RODRIGUES
UM ESTUDO SOBRE FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO
Monografia apresentada ao curso de
Bacharelado em Ciência e Tecnologia da
Universidade Federal Rural do Semi-Árido –
UFERSA, como requisito parcial para
obtenção do título de Bacharel em Ciência e
Tecnologia.
APROVADA EM:___/___/____
BANCA EXAMINADORA
_____________________________________________
Profº. Me. Leonardo Magalhães Xavier Silva
Presidente
______________________________________________
Profº. Dr. Marcos Vinicius Candido Henriques
Primeiro Membro
_______________________________________________
Profº. Me. Marteson Cristiano dos Santos Camelo
Segundo Membro
Dedico este trabalho aos meus pais
Francisco de Assis Rodrigues e Maria
Elzineide dos Santos Rodrigues exemplos
maior de vida e que sempre estiveram do
meu lado em todos os momentos da
minha vida.
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a DEUS, pela determinação e força de vontade em
terminar e dar início a mais uma etapa da minha vida. Presença constante no meu
dia-a-dia, fonte de inspiração, motivação e sabedoria. Por ter me dado oportunidade
e coragem para perseverar e por ter me mostrado caminhos e saídas em todos os
momentos difíceis.
Aos meus pais Francisco de Assis Rodrigues e Maria Elzineide dos Santos
Rodrigues pela confiança depositada em mim e por serem meus maiores exemplos
de vida. A minha avó Severina Messias Rodrigues por ser uma pessoa muito
especial e pelo apoio desde o inicio da minha vida universitária e aos meus primos
Raul Barros, Jaqueline Barros e Wyrahu Barros por estar presente em momentos
especiais de minha vida e dando força em todos os momentos.
Aos meus irmãos Kelson Felipe dos Santos Rodrigues e Kelly Cristiane dos Santos
Rodrigues, pelo apoio para seguir em frente e enfrentar todos os obstáculos
encontrados durante essa jornada. E a meu sobrinho e afilhado Kawã Felipe por
proporcionar momentos alegres em minha vida e também a meu cunhado Kadson
Wadson.
A minha namorada, amiga, companheira, conselheira Sinara Lopo Lima, por ter me
acompanhado em grandes momentos da minha vida e ter desempenhado um papel
muito importante em meu crescimento pessoal, acadêmico e profissional. A minha
segunda família, Antônio Germano, Iracema Lopo, Tâmara Dallyane, Sâmara
Danyelle e Samira Celeste, por me apoiar, confiar na minha pessoa e que sempre
me desejaram muito sucesso.
Ao meu orientador Profº. Me. Leonardo Magalhães Xavier Silva, por acreditar no
meu potencial desenvolvido com muita dedicação, pela imensa ajuda, pela
paciência, prontidão e disponibilidade. Obrigada pela compreensão e amizade
durante esse tempo.
Aos meus amigos João Batista de Medeiros, Gabrielly Lima, Gildson Bezerra,
Josimario Luiz, Hingridd Albano, Matheus Tavares, Carlos Edwardo, Tevenilson
Laerte, Alisson Mendes, Ioquiane Ferreira, Felipe Jales e Dandara Monteiro, pela
amizade inquestionável, pela ajuda ao atravessar as dificuldades encontradas
durante o curso e por fazer parte dos vários amigos que pretendo manter durante
toda minha vida.
A banca examinadora deste trabalho Profº. Dr. Marcos Vinicius Candido Henriques e
Prof°. Me. Marteson Cristiano dos Santos Camelo por aceitar o convite
disponibilizando do seu tempo para colaborar com o meu trabalho.
A todos os professores da UFERSA – Campus Angicos, pelos ensinamentos,
dedicação e amizade.
Enfim, a todos que direta ou indiretamente contribuíram para realização deste
trabalho. Obrigado!
“Se cheguei até aqui foi porque me apoiei
no ombro dos gigantes”.
(Isaac Newton)
RESUMO
O estudo e desenvolvimento de fluidos de perfuração são um dos desafios
encontrados na indústria petrolífera, por ser um dos componentes do processo de
perfuração mais importante da cadeia produtiva de petróleo. Portanto o avanço das
tecnologias empregadas no intuito de ajustar o fluido de perfuração de acordo com
cada tipo de formação geológica a ser perfurado, mudando assim suas
características físicas e químicas e usando o tipo de fluido de perfuração que são os
fluidos à base de água, óleo e gás. Com isso observamos o interesse objetivado de
acompanhar e relatar o histórico da evolução da indústria do petróleo, conhecer o
processo realizado na cadeia produtiva de petróleo, a importância da analise
realizada nos reservatórios de petróleo e a avaliação do tipo de fluido de perfuração
mais adequado para ser utilizado no processo de perfuração. Foram realizados
estudos através de revisão literatura que abordam desde perguntas como: “o que é
petróleo?”, até os complexos assuntos relacionados à composição química dos
diferentes tipos de hidrocarbonetos. Dos fluidos estudados o que apresenta maior
benefício e utilização para perfuração de poços de petróleo foi que tem como fase
dispersante à água, que representam o tipo de fluido de melhor manipulação e
causador de menor impacto ao ambiente.
Palavras-chave: Fluido de Perfuração. Formação Geológica. Petróleo.
Reservatórios.
ABSTRACT
The study and development of drilling fluids are one o the current challenges of
petroleum industry, because this fluids are one of main components of one of the
main processes at the petroleum productivity chain. Hence the advances of
technologies applied for adjusting the drilling fluids according to each kind of
geological formation to be drilled, by changing its physical and chemical
characteristics and by choosing one the adequate type: water-based, oil-based or
gases-based. At the current paper we have focused on the research and description
of the evolution of petroleum industry, the knowledge of the petroleum industry
productivity chain, the importance of the analysis of the petroleum reservoirs and the
evaluation of the most adequate drilling fluid for the drilling process. This study was
done by a bibliographic revision of the current literature and it touch basic themes
such as “what is petroleum?” reaching complexity at themes related to the chemistry
composition of drilling fluids. Through the researching, the current paper leads to the
conclusion that the most important and cost effective drilling fluids are the waterbased ones by its capabilities of manipulation and minor environmental impacts.
Key-words: Drilling fluids. Geological Formations. Petroleum. Reservoirs.
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 - Processo termo-químico para transformação da matéria orgânica em
hidrocarbonetos. ................................................................................................. 16
FIGURA 2 - Armadilhas estruturais. .......................................................................... 17
FIGURA 3 - Armadilhas estratigráficas. .................................................................... 17
FIGURA 4 - A rocha reservatório e a rocha impermeável e sua função na formação
geológica. ........................................................................................................... 18
FIGURA 5 - Cartaz de apoio à campanha “o petróleo é nosso”. ............................... 23
FIGURA 6 - Método sísmico realizado no mar. ......................................................... 28
FIGURA 7 - Mapa bouguer do sudoeste da inglaterra. ............................................. 29
FIGURA 8 - Mapa aeromagnético do sul da austrália. .............................................. 30
FIGURA 9 - Representação de uma sonda de perfuração e seus respectivos
equipamentos. .................................................................................................... 32
FIGURA 10 - Estrutura de sustentação de cargas. ................................................... 33
FIGURA 11 - Equipamento de movimentação de cargas. ........................................ 34
FIGURA 12 - Principais equipamentos que formam o sistema de segurança: cabeça
de poço e preventores. ....................................................................................... 36
FIGURA 13 - Protótipo de broca tricônica de tungstênio. ......................................... 37
FIGURA 14 - Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos. .................... 42
FIGURA 15 - Separadores bifásico e trifásico........................................................... 44
FIGURA 16 - Classificação da composição química dos hidrocarbonetos. .............. 46
FIGURA 17 - Classificação dos fluidos à base de água............................................ 52
FIGURA 18 - Componentes de um sistema de circulação de uma unidade de
perfuração........................................................................................................... 56
FIGURA 19 - Comparação dos fluidos à base água e fluido à base de óleo. ........... 60
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO 1 - Aumento do preço do barril de petróleo no mercado mundial de 19701974. ................................................................................................................... 21
GRÁFICO 2 - Crescimento dos investimentos em pesquisa e desenvolvimento da
indústria petrolífera no brasil de 2002-2011........................................................ 23
GRÁFICO 3 - Crescimento da oferta das fontes energéticas no brasil. .................... 25
GRÁFICO 4 - Composição típica de um fluido de petróleo à base de água. ............ 51
GRÁFICO 5 - Composição típica de um fluido de petróleo à base de óleo. ............. 54
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO........................................................................................................ 12
2 REVISÃO DA LITERATURA.................................................................................. 14
2.1 O PETRÓLEO ..................................................................................................... 14
2.2 ORIGEM E FORMAÇÃO ..................................................................................... 15
2.3 HISTÓRIA DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO MUNDO E NO BRASIL ......... 20
2.3.1 Evolução da Indústria e Produção de Petróleo no Mundo ......................... 20
2.3.2 Evolução da Indústria Petrolífera no Brasil ................................................. 22
2.4 PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO ......................................................................... 26
2.4.1 Métodos Geológicos ...................................................................................... 26
2.4.2 Métodos Geofísicos ....................................................................................... 26
2.4.2.1 Sísmicos ........................................................................................................ 27
2.4.2.2 Gravimetria .................................................................................................... 28
2.4.2.3 Magnetometria .............................................................................................. 29
2.5 PERFURAÇÃO ................................................................................................... 31
2.5.1 Sistemas de uma Sonda de Perfuração ....................................................... 32
2.5.1.1 Sistema de sustentação de cargas ............................................................... 33
2.5.1.2 Sistema de geração e transmissão de energia ............................................. 33
2.5.1.3 Sistema de movimentação de cargas............................................................ 34
2.5.1.4 Sistema de rotação........................................................................................ 34
2.5.1.5 Sistema de circulação ................................................................................... 35
2.5.1.6 Sistema de segurança do poço ..................................................................... 35
2.5.1.7 Sistema de monitoração ................................................................................ 36
2.5.2 Combinação da Coluna de Perfuração, Brocas e Fluidos de Perfuração . 36
2.6 PERFILAGEM E COMPLETAÇÃO DE POÇO .................................................... 38
2.7 RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO ................................................................... 39
2.7.1 Propriedades da Rocha Reservatório........................................................... 39
2.7.2 Tipos de Reservatórios .................................................................................. 40
2.7.3 Diagrama de Fases de uma Mistura de Fluidos ........................................... 41
2.8 PROCESSAMENTO DOS FLUIDOS .................................................................. 43
2.8.1 Processamento Primário ............................................................................... 43
2.8.2 Classificações do Tipo de Petróleo .............................................................. 44
2.9 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE PETRÓLEO ................................................... 47
2.9.1 Definição, Característica e Importância do Fluido de Perfuração ............. 47
2.9.2 Propriedades Físicas e Químicas dos Fluidos ............................................ 48
2.9.2.1 Densidade ..................................................................................................... 48
2.9.2.2 Reológicos..................................................................................................... 48
2.9.2.3 Força Géis ..................................................................................................... 49
2.9.2.4 Filtração......................................................................................................... 50
2.9.2.5 Teor de Sólidos ............................................................................................. 50
2.9.2.6 pH (concentração hidrogeniônica) ................................................................. 50
2.9.3 Tipos de Fluidos de Perfuração .................................................................... 51
2.9.3.1 Fluidos à Base de Água ................................................................................ 51
2.9.3.2 Fluidos à Base de Óleo ................................................................................. 53
2.9.3.3 Fluidos à Base de Gás .................................................................................. 55
2.9.4 Sistema e Equipamentos de Circulação do Fluido...................................... 55
3 OBJETIVOS............................................................................................................ 57
3.1 OBJETIVO GERAL ............................................................................................. 57
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................... 57
4 METODOLOGIA..................................................................................................... 58
5 RESULTADO E DISCUSSÂO.............................................................................. 59
5.1 COMPARAÇÃO DOS PRINCIPAIS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO .................... 59
5.2 EXPECTATIVAS FUTURAS DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO ...................... 60
6 CONCLUSÃO......................................................................................................... 61
REFERÊNCIAS..........................................................................................................62
12
1 INTRODUÇÃO
Os fluidos de perfuração são responsáveis por diferentes funções na extração de
hidrocarbonetos, usado principalmente na perfuração e manutenção dos poços de
petróleo.
O petróleo é formado por mistura de hidrocarbonetos que possuem diferenças
de estado físico, podendo ser encontrado no estado líquido e no estado sólido. De
acordo com Pomerol et al. (2013) as teorias inorgânicas foram refutadas, com isso a
teoria orgânica obteve por fatos que levam a conclusão que o petróleo tem origem
de materiais orgânicos e fatores que fortalecem essa defesa.
A fim de atender a demanda de derivados de petróleo após a I Guerra Mundial,
houve o aumento das explorações e prospecção de petróleo, buscando avanço no
esforço pós-guerra, a fim de manter o equilíbrio de seus mercados, as empresas
produtoras de petróleo passam a concentrar esforços nas bacias geológicas que
apresentavam histórico de grandes reservas de petróleo (ARAGÂO, 2005). Com isso
no inicio do século XX, a predominância da energia a carvão foi derrubado pela força
das energias provenientes do petróleo e gás natural, aumentando assim o consumo
e a grande disputa de empresas multinacionais para liderar a economia energética
do mundo (COSTA, 2012).
Visando identificar áreas propícias à acumulação de hidrocarbonetos, métodos
geológicos e geofísicos foram aperfeiçoados e utilizados para diminuir os riscos e
custos desnecessários na produção de um poço de petróleo, esses métodos são
capazes de fornecer informações especificas sobre o local mais favorável para a
perfuração do poço. Os fragmentos das rochas são retirados por meio de um fluido
de perfuração ou lama, que é aplicado no interior da coluna de perfuração através
de bombas (THOMAS, 2004).
Segundo Corrêa (2012) o fluido de perfuração é usado na perfuração de poços
de
petróleo
para
finalidades
especificas,
dependendo
principalmente
das
características de cada fluido e do tipo de formação que pretende perfurar, obtendo
assim as funções de manutenção do poço, remoção dos cascalhos, estabilidade das
paredes do poço e etc.
Os fluidos de perfuração são compostos por parte dispersante, que pode ser à
base de água, óleo e gás e a parte dispersa que são representados pelos
13
compostos químicos. Com isso podemos encontrar um tipo de fluido apropriado para
determinada formação geológica (MELO, 2008).
Portanto podemos realizar o estudo sobre os diferentes tipos de fluido de
perfuração e os processos que antecedem a perfuração de poços de petróleo.
Observando as relações entre a geologia, o estudo das propriedades dos fluidos e
os benefícios encontrados para cada tipo fluido analisado.
14
2 REVISÃO DA LITERATURA
2.1 O PETRÓLEO
Fonte de energia não renovável, mais utilizada no mundo, o petróleo possui uma
ampla utilidade como matéria. Dele podem ser geradas matérias-primas como as
benzinas, óleo diesel, gasolina, alcatrão, polímeros plásticos etc (MARQUES, 2011).
O petróleo vem do latim: petra pedra e oleum óleo, substância oleosa,
inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre
negro e castanho-claro. Ainda em relação às características do petróleo o autor
ainda diz que em relação aos diversos reservatórios existentes a cor, sua densidade,
viscosidade e sua produção de gás podem variar. Podendo ser uns escuros, densos,
viscosos com pouco gás, já outros são capazes de se tornarem com cores claras,
baixa densidade e viscosidade, com quantidades expressivas de gás (THOMAS,
2004). Como bem sintetizaria Ferreira (2004): “Combustível liquido natural extraído
de jazidas subterrâneas das rochas sedimentares”.
Formado fundamentalmente por uma mistura de hidrocarbonetos (compostos
orgânicos contendo carbono e hidrogênio), o petróleo pode variar de estado físico,
sendo gasoso quando a mistura possuir uma maior quantidade de moléculas
menores e líquido constituído de grande quantidade de moléculas maiores. Ainda
que o petróleo seja constituído necessariamente de hidrocarbonetos, existem ainda
outros componentes em menor porcentagem mostrado no Quadro 1, como o
nitrogênio, o enxofre, o oxigênio, metais, entre outros  THOMAS, 2004.
Quadro 1 - Composição do óleo bruto (% em peso).
Fonte: Thomas, (2004)
15
2.2 ORIGEM E FORMAÇÃO
Durante muito tempo discutiu-se a origem do petróleo em teorias inorgânicas e
orgânicas. Os estudos revelaram diversos fatos que favorecem uma origem
orgânica, de formação mista para o fluido, a partir de animais e vegetais em
ambiente planctônico (POPP, 2010). Com relação ao fato relevante a origem
orgânica, Jahn et al. (2012) diz que mais de 90% das acumulações de petróleo
encontra-se em rochas sedimentares e contidas em folhelhos juntamente com as
rochas geradoras, dando origem aos reservatórios de petróleo.
Segundo Thomas (2004), o petróleo tem origem a partir da interação dos fatores:
matéria orgânica, sedimentos e condições termos-químicas apropriadas. Esta
combinação de fatores é fundamental para o inicio da cadeia de processos que leva
à formação do petróleo. Sendo o tipo hidrocarboneto gerado, óleo ou gás, é
determinado pela constituição da matéria orgânica original e pela intensidade do
processo térmico atuante sobre ela.
Pomerol et al. (2013), ressalta que as teorias da origem do petróleo não são
mais citadas em debates, pois a teoria abiogênica teve seus principais argumentos
refutados, havendo somente o interesse histórico nesta teoria. Com isso destacamse os argumentos usados nas teorias biogênicas, que descrevem a formação dos
hidrocarbonetos a partir de três importantes características: riqueza de matéria
orgânica, presença de pigmentos derivados da clorofila que classificará o tipo de
hidrocarboneto a ser gerado e o processo de polarização cíclica definido pelo tipo de
petróleo gerado.
Com isso Thomas (2004) explica que em temperatura até 65ºC, as bactérias têm
a predominância na atividade responsável pela transformação da matéria orgânica,
agindo na organização celular e transformando a matéria orgânica em querogênio e
metano bioquímico que é um dos produtos gerado, este processo é chamado de
Diagênese. Com o aumento da temperatura até 165ºC, observa-se a formação de
hidrocarbonetos líquidos e gás devido à quebra das moléculas. A Figura 1, Deixa
explícita a relação entre o aumento de temperatura e a profundidade do
soterramento da matéria orgânica (profundidade em que se dá o processo). No
decorrer do processo de metagênese, analisando até 210ºC, a esta temperatura fica
propício a degradação dos hidrocarbonetos líquidos em gás. De acordo com Aragão
(2010) com o aumento da temperatura superior a 210°C os hidrocarbonetos são
16
degradados, esse processo é chamado de metamorfismo. O processo tem como
resultados a formação de dióxido de carbono, grafite e metano em menor
quantidade.
Figura 1 - Processo termo-químico para transformação da matéria orgânica em
hidrocarbonetos.
Fonte: Pomerol et al., (2013)
Assim para obter acúmulo de petróleo ou gás, é necessário uma rocha geradora
que irá produzir o óleo, depois de gerado, passa pelo processo de migração que
levará o fluido até a rocha reservatório que terá a função de armazenar o fluido
deslocado e preso por uma barreira capeadora com retenção tridimensional, tudo
isso é chamado de armadilha ou trapa (CORRÊA, 2012).
De acordo com Thomas (2004) essas armadilhas se classificam em três tipos: as
estruturais, estratigráficas e mistas (ou combinadas). O primeiro tipo de trapa citado
costuma ser descoberta rapidamente e possui volumes elevados de petróleo, tendo
predominância em bacias. São exemplos deste tipo, as dobras e as falhas
mostradas na Figura 2. As trapas estratigráficas são definidas por ocorrências de
fatores paleogeográfico e sedimentologicos, ocorrido na sua formação não tendo
relação com os esforços aplicados às bacias sedimentares, como mostra a Figura 3.
As armadilhas combinadas possuem características estruturais e estratigráficas nas
acumulações de hidrocarbonetos.
17
Figura 2 - Armadilhas estruturais.
Fonte: Thomas, (2004)
Figura 3 - Armadilhas estratigráficas.
Fonte: Thomas, (2004)
Fatores que proporcionam a origem e formação de acúmulo de petróleo em
bacias sedimentares:
a) Deposição de sedimentos e matéria orgânica dando origem a lama
sapropélica, posteriormente formando as rochas geradoras.
b) A rocha geradora deve estar disposta a condições adequadas de temperatura
e pressão para geração de petróleo;
18
c) A existência de uma rocha com porosidade e permeabilidade adequada à
acumulação e produção de petróleo, chamada de rocha reservatório;
d) Condições para migração do fluido da rocha geradora até a rocha
reservatório;
e) A presença de rocha que bloqueia o petróleo, denominado de rocha selante
ou capeadora;
f) Associação de fatores relevantes, havendo assim as condições apropriadas
para o armazenamento de petróleo.
Figura 4 - A rocha reservatório e a rocha impermeável e sua função na formação
geológica.
Fonte: Popp, (2010)
Na Figura 4, a rocha impermeável localiza-se acima e abaixo está localizada a
rocha reservatório, mostrando a importância de cada uma delas na formação
geológica, que proporciona o acúmulo de petróleo.
De acordo com Araujo (1995), os reservatórios de petróleo ocorrem em sua
generalidade em rochas do tipo sedimentar (arenitos, carbonatos, conglomerados,
etc.) que foram compostos a cerca de milhões de anos como conclusão da ação de
intemperismo, da força dos ventos, dos rios, das geleiras e sobre as rochas mais
duras que compunham a crosta terrestre.
Para que uma jazida seja qualificada como economicamente viável, deve ser
comprovada uma quantidade significativa de fluido (óleo e gás) ou ainda a presença
de um fluido intermediário, chamado de condensado. Com isso, segundo a ABGP
(Associação Brasileira de Geólogos de Petróleo) um dos principais objetivos do
estudo do geocientista esta relacionado à redução de risco exploratório. Neste
sentido, esta sendo usada uma aplicação de modelagem computacional 3D a partir
19
da integração de dados de poços, sísmica e geoquímica, fornecendo uma
quantificação dos principais eventos e processos geológicos envolvidos na formação
de acumulação de óleo e gás.
De acordo com o geólogo José Alexandre Perinotto, em entrevista pelo portal
Geofísica Brasil, relacionado ao petróleo, o entrevistado, que é doutor em Análise de
Bacias Sedimentares pela UNESP, “lembra que de nada adiantaria a uma empresa
provida da mais sofisticada tecnologia exploratória de sondagem de poços de
petróleo se a geologia, por meio de técnicas de prospecção direta e indireta, não
indicasse onde a sonda deveria perfurar”.
20
2.3 HISTÓRIA DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO MUNDO E NO BRASIL
2.3.1 Evolução da Indústria e Produção de Petróleo no Mundo
Um grupo de produtores independentes de petróleo da Pensilvânia no começo
dos anos 1890, aliados com refinadores, fundou a Companhia de Produtores e
Refinadores de Petróleo. Essa companhia deu início à construção de um oleoduto
particular. Na época era bem provável que a maior empresa de petróleo do mundo
“Standard Oil” estivesse envolvida com as ações de sabotagem contra os operários
da construção. Não sendo obtido êxito na sabotagem, o oleoduto foi construído
(COSTA, 2012).
Nos meados de 1914, teve inicio a I Guerra Mundial, que deixava clara a
influência do petróleo como produto de interesse das nações. Winston Churchill,
Ministro da Marinha inglesa, percebe as vantagens particulares ao petróleo como
combustível e substitui o carvão por óleo combustível na Grande Frota Inglesa. O
óleo, em oposição ao carvão, não se estragava, o que facilitava a armazenagem em
tanques subterrâneos, e possibilitava reabastecimento no mar. Concedia, também, o
benefício de maximizar a eficiência de combate dos navios, uma vez que menos
homens eram usados para abastecer as fornalhas, aumentando assim a tripulação
de combatentes nos navios, sendo essa decisão um marco da importância do
petróleo como fonte energética Yergin (1990, apud ARAGÂO, 2005).
De acordo com Aragão (2005), o esgotamento das jazidas de petróleo
exploradas durante toda a guerra estabelece a preocupação de novas descobertas
em regiões não exploradas ou um aumento na produção em campos já explorados,
para atender o aumento do consumo de derivados de petróleo. A fim de manter o
equilíbrio de seus mercados, as empresas produtoras de petróleo passam a
concentrar esforços nas bacias geológicas que apresentavam histórico de grandes
reservas de petróleo.
Em 1919, os Estados Unidos liderava a demanda de gasolina, com um consumo
total de 1,03 milhões de barris por dia; em 10 anos essa demanda alcançou 2,58
milhões de barris por dia, um acréscimo de uma vez e meio. No mesmo período, a
participação no total do consumo de energia subiu de 10% para 25%. A gasolina e o
óleo combustível representam 85% de todo consumo de petróleo em 1929. Já o
consumo de gasolina e óleo, comparando-se ao querosene, este se tornou
21
insignificante no mesmo ano. Já no ano de 1959 foram descoberto grande campo
holandês e outros no Mar do Norte, onde os Estados Unidos e a França tiveram
eficiente avanço na utilização do gás natural (COSTA, 2012).
Aragão (2005) deixa esclarecido que a primeira crise do petróleo em 1973, em
três anos aumentou varias vezes o preço do barril de petróleo.
A OPEP aumenta gradualmente o preço do barril de petróleo no
mercado internacional de US$ 1,80 para US$ 2,18 em 1970, para
US$ 2,90 no início de 1973, até que em junho deste ano o preço do
Arabian Light1 se eleva para US$ 5,12. Em janeiro de 1974, o preço
do barril de petróleo alcança US$ 11,65 Taverne (1999, apud
ARAGÂO, 2005, p.35).
Gráfico 1 - Aumento do preço do barril de petróleo no mercado mundial de 19701974.
USS 11,65
USS 12,00
USS 10,00
USS 8,00
USS 5,12
USS 6,00
USS 2,90
USS 4,00
USS 2,18
USS 2,00
USS 0,00
Ano 1970
Janeiro de 1973
Preço em US$
Junho de 1973
Janeiro de 1974
Preço em US$ Atualizado
Fonte: Aragão, (2005)
A alta de preços gerou mudanças significativas nos países consumidores de
petróleo, sendo em alguns casos necessária a redução da quantidade de petróleo
importado da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) em suas
1
Tipo especial de petróleo cru da Arábia Saudita, o árabe leve, que serviu como referencial. Os
preços de todos os outros petróleos crus da OPEP deveriam estar vinculados a essa referência,
baseada na qualidade (menor ou maior teor de enxofre), na densidade e nos custos de transporte
(ARAÇÂO, 2005, p.35).
22
matrizes energéticas. As grandes variações de preços ocasionaram um grande
esforço no desenvolvimento de novas tecnologias, na reorganização interna das
companhias e o surgimento de novas áreas de exploração e produção. No início do
século XX novo panorama é apresentado à indústria do petróleo: novas regiões
petrolíferas, novas companhias, o rápido progresso do automóvel e a difusão da
eletricidade. Ligados às novas mudanças nas refinarias, às companhias adaptaramse para produção de gasolina e procuram aumentar sua capacidade competitiva.
Iniciando o século XX, o petróleo e o gás natural derrubaram a hegemonia do
carvão como principal fonte energética industrial. Logo o petróleo foi associado
como uma sustentação do movimento expressivo de suburbanização do pós-guerra,
que modificou o cenário atual e o modo de vida moderno (Costa, 2012).
A necessidade do petróleo como matéria-prima essencial aprofundou uma
significativa mudança no poder referente às nações economicamente líderes. O
petróleo, além de ter sido um produto necessário ao desenvolvimento industrial e
econômico das regiões desenvolvidas, tornou-se um recurso estratégico ao
fortalecimento político das nações. Por este motivo, as empresas europeias e
americanas idealizaram a chamada “diplomacia do petróleo” de modo que ambos os
grupos de empresas tivessem livre acesso aos reservatórios de petróleo das
províncias mais vantajosas (ARAGÂO, 2012).
2.3.2 Evolução da Indústria Petrolífera no Brasil
Atualmente os investimentos na indústria petrolífera do Brasil vêm crescendo de
forma exponencial como visto no Gráfico 2, realizando a elaboração de atividades
buscando analisar as complicações dessa atividade sobre diversos fatores da
realidade nacional, buscando assim o desenvolvimento da indústria petrolífera
Nacional. Desde 1950, a condução das decisões da politica energética brasileira
está na busca permanente da diminuição da dependência externa, usando os
recursos territoriais disponíveis com a criação da campanha “O petróleo é nosso”
observando assim o cartaz da campanha na Figura 5 que se fez mais eficiente à
exploração e produção em território nacional (PIQUET, 2012).
23
Gráfico 2 - Crescimento dos investimentos em pesquisa e desenvolvimento da
indústria petrolífera no Brasil de 2002-2011.
Fonte: ANP, (2012)
Figura 5 - Cartaz de Apoio à Campanha “O petróleo é nosso”.
Fonte: Disponível em:
<http://pcb.org.br/portal/index.php?option=com_content&view=article&id=3098:petro
bras-58-anos&catid=35:o-petroleo-tem-que-ser-nosso>. Acesso em: 04 mar. 2013.
Segundo Thomas (2004), a partir de 1953, foi instituído os monopólios estatais
do petróleo que iniciou as pesquisas do petróleo brasileiro com a fundação da
PETROBRÁS. A indústria petrolífera brasileira representa hoje uma das referências
da economia mundial, por esse motivo que o aumento da produção de petróleo
brasileiro continuará um objetivo nacional como lembra Ghiorzi (1997).
24
Como explica Dias e Quaglino (1993), em meados dos anos 50 foi quando
surgiu realmente um mercado consumidor de óleo bruto, formado principalmente
pelo parque responsável pelo refino da PETROBRÁS e em segunda parte formado
por algumas unidades privadas, mercado esse que dependeu de importações desde
o inicio. Na área comercial até a formação desse mercado só possuíam
expressividade os setores formados pela importação e distribuição de derivados,
que eram controlados por subsidiarias das grandes companhias internacionais Shell, Esso, Atlantic e Texaco.
Em 1961, um dos dois aspectos que caracterizam a independência de um país
na produção de derivados começou a ser analisada: foi nesse ano que, pela primeira
vez, a capacidade instalada do parque de refino brasileiro superou o consumo. A
partir deste momento, essa capacidade tendeu a aumentar acima do consumo
principalmente na década de 70, quando a PETROBRÁS ampliou seu parque de
refino (DIAS, QUAGLINO, 1993).
Como ressalta Thomas (2004), por volta da década de 80 houve três fatos que
foram importantes para o desenvolvimento da produção de petróleo no Brasil: a
constatação de petróleo em Mossoró/RN, que em pouco tempo se torna a segunda
maior área produtora de petróleo do país e as grandes descobertas dos campos
gigantes de Marlim e Albacora em águas profundas na Bacia de Campos/RJ e o Rio
Urucu no estado do Amazonas.
Já em 2011, segundo a ANP (2012), a produção nacional de petróleo aumentou
2,5%, ultrapassando a marca de 768,5 milhões de barris, o que colocou o Brasil na
13ª colocação no ranking mundial de produtores de petróleo. Nos últimos 10 anos, o
crescimento médio anual da produção brasileira foi de 4,2%. Já de acordo com as
reservas provadas o Brasil representou a 14ª colocação no ranking mundial,
contabilizando um aumento de 5,6% nas reservas provadas e chegaram à marca de
15 bilhões de barris até o final de 2011. Obtendo assim 30,1 bilhões de barris nas
reservas totais de petróleo do Brasil.
Atualmente como mostra o gráfico do crescimento da oferta das fontes
energéticas no Brasil, tendo como base o ano de 2012, pesquisa realizada pela EPE
(Empresa de Pesquisas Energéticas) com objetivo relacionado ao planejamento
energético nacional. Podemos ressaltar que o petróleo e seus derivados juntamente
com o gás natural, representam 97% do crescimento da oferta interna de energia,
incluindo o fluxo de importação e exportação.
25
Gráfico 3 - Crescimento da oferta das fontes energéticas no Brasil.
Fonte: Empresa de Pesquisa Energética, (2013)
Como mostra o
Gráfico 3, os dados estão representando a energia obtida através de uma
tonelada de petróleo, onde essa unidade chamada de tep (Tonelada Equivalente de
Petróleo) é utilizada na comparação do poder calórico das demais formas de
energia, com a do petróleo.
26
2.4 PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO
A prospecção é um processo que antecede a perfuração de um poço de
petróleo, onde os geólogos e geofísicos analisam criteriosamente o interior do
subsolo. Visando identificar uma área propícia à acumulação de hidrocarbonetos,
onde são realizados aplicações dos métodos geológicos e geofísicos, esses
métodos são capazes de fornecer informações especificas sobre o local mais
favorável para a perfuração do poço (THOMAS, 2004).
2.4.1 Métodos Geológicos
Para dar inicio a uma exploração de uma jazida de petróleo é preciso realizar o
reconhecimento das rochas existentes, a formação geológica e a concentração de
hidrocarbonetos em uma determinada área analisada.
Como explica Thomas (2004), com o mapeamento superficial o geólogo obtém
informações sobre o tipo de rochas existente no local, podendo assim decidir o
ponto de maior interesse comercial, eliminando praticamente as regiões formadas
por rochas ígneas e metamórficas, que não são favoráveis a formação de jazida. Os
mapas geológicos são desenvolvidos a partir de ferramentas utilizadas na realização
de projetos fotográficos, obtidos através da aerofotogrametria e fotogeologia.
Juntamente com os dados obtidos em um poço exploratório, são realizados
estudos na geologia de subsuperficie, recolhendo amostras das formações
perfuradas nas operações, obtendo assim a realização da primeira etapa de um
planejamento exploratório. O geólogo trabalha diretamente na identificação das
rochas com diferentes técnicas, onde consegue encontrar estruturas propicia a
acumulação de petróleo (THOMAS, 2004).
2.4.2 Métodos Geofísicos
Thomas (2004) enfatiza os métodos geofísicos na obtenção de dados e
informações geológicas, onde os geofísicos analisam os dados coletados pelos
equipamentos especiais, transformando-os em dados estruturais, estratigráficos, de
27
profundidade, posição ou dependendo do tipo de método, poderá obter os dados
volumétricos da formação subterrânea.
Tabela 1 - Métodos geofísicos.
MÉTODO
PARÂMETRO MEDIDO
PROPRIEDADE FÍSICA
OPERATIVA
Sísmico
O tempo de viagem das ondas
sísmicas refletidas e refratadas
Densidade e módulo elástico, que
determinam a velocidade de
propagação das ondas sísmicas
Gravimetria
As variações espaciais na
intensidade do campo
gravitacional da Terra
Densidade
Magnetometria
As variações espaciais na força
do campo geomagnético
Susceptibilidade magnética e
campo remanescente
Fonte: Modificado de Kearey; Brooks; Hill, (2002) [TRAD]
2.4.2.1 Sísmicos
As pesquisas usando os métodos sísmicos foram aplicadas pela primeira vez no
início dos anos 1920, onde tiveram sua evolução criada a partir dos métodos usados
no estudo sismológico. Os métodos sísmicos são os mais usados na indústria
mundial de petróleo; utilizam-se as ondas criadas por fontes de energia sísmica que
se propagam pelo subsolo, podendo até ser usados em levantamento sísmico na
terra e no mar (KEAREY; BROOKS; HILL, 2002 [TRAD]).
As ondas sísmicas irão retornar à superfície por refração e por reflexão nas
extremidades que separam os diferentes tipos de subsolo e são captados por
instrumentos de registro distribuídos ao longo da superfície, chamados de
receptores que tem a função de captar as ondas sísmicas que retornam até a
superfície. Portanto, medindo assim o tempo gasto pela onda criada pela fonte
geradora até o retorno da mesma, captada pelos geofones quando o levantamento
acontecer na terra e pelos hidrofones quando o registro ocorrer em água , sendo em
seguida
aplicado
o
processamento
dos
dados
sísmicos
equipamentos específicos (KEAREY; BROOKS; HILL, 2002).
captados
pelos
28
Figura 6 - Método sísmico realizado no mar.
Fonte: Barbieri, (2013)
2.4.2.2 Gravimetria
O método de prospecção gravimétrica teve grande evolução, por ter importante
interesse em realizar estudos sobre a estrutura e o formato da superfície da terra.
Originando um estudo sobre o campo gravitacional, para um interesse relacionando
a prospecção e exploração de petróleo, levamos em conta um dos fatores que está
relacionado à gravidade, que é as variações de densidade em superfície. Portanto
com a análise realizada neste sentido, podem ser determinadas estimativas da
espessura de sedimento, identificação de rochas ígneas, danos de sal e realização
de previsões de desníveis estruturais pela diferença de densidade em superfície
(THOMAS, 2004).
De acordo com Thomas (2004) a interpretação dos dados do mapa de Bouguer
como mostrado na Figura 7 determina as configurações do campo gravitacional não
tendo diagnósticos concretos com a utilização de um único método, por conter
situações que obtemos resultados semelhantes. Portanto utilizando o método de
gravimetria, com outros métodos geofísicos, o estudo terá um avanço no
entendimento da forma estrutural das rochas no interior da terra obtido através dos
ajustes de latitude, elevação, topografia e marés. As anomalias de estruturas
29
geológicas são captadas por instrumento sensível que detecta as variações em um
campo, esse equipamento é chamado de gravímetro.
Figura 7 – Mapa Bouguer do sudoeste da Inglaterra.
Fonte: Kearey; Brooks; Hill, (2002)
2.4.2.3 Magnetometria
O método de prospecção magnética assim como o método gravitacional, contém
interpretações distintas e poderá ter mais eficácia, quando usados juntos com outros
métodos geofísicos. O mapa aeromagnético mostrado na Figura 8 tem como
objetivo a medição de variações na intensidade do campo magnético da terra, obtido
através de correções das medidas de campo levando em conta o tipo de rochas
encontradas em uma determinada região, pois as rochas com baixo teor sílica
contem alto valor de disposição magnética e as rochas com alto teor sílica têm
características opostas (THOMAS, 2004).
30
Figura 8 – Mapa aeromagnético do sul da Austrália.
Fonte: Kearey; Brooks; Hill, (2002)
31
2.5 PERFURAÇÃO
A evolução da profundidade atingida durante os processos de perfuração se
desenvolve bastante com o passar do tempo. Começando com algumas dezenas de
metros até atingir nos dias atuais profundidade próxima de 6000 m de profundidade,
devido aos avanços tecnológicos da segunda década (VICTOR et al., 2012).
A perfuração de poços é realizada desde tempos remotos com a
finalidade de encontrar água. A busca intensiva por petróleo
começou no Século 19 com a industrialização e, conseqüente,
aumento
da
demanda
mundial
por
derivados
de
petróleo.
Inicialmente, os poços eram perfurados por métodos à percussão,
em baixa profundidade e com o uso de água ou suspensões
formadas com argilas locais, como fluidos de perfuração. Com o
desenvolvimento tecnológico, os poços passaram a ser abertos por
equipamentos rotativos, em profundidades extremamente elevadas e
utilizando fluidos cada vez mais complexos (BALTAR; LUZ, 2003,
p.7).
Através de uma sonda que é realizada a perfuração de um poço de petróleo. As
rochas são perfuradas por uma força rotativa exercida em uma broca que fica na
ponta de uma coluna de perfuração. Os estilhaços das rochas são retirados por meio
de um fluido de perfuração ou lama, que é aplicado no interior da coluna de
perfuração através de bombas. Ao alcançar a profundidade estabelecida, a coluna
utilizada na perfuração é retirada e descida outra coluna revestida de aço com
diâmetro menor ao da broca no interior do poço (THOMAS, 2004).
A união dos tubos de revestimentos e as paredes dos poços são cimentadas
para isolar as rochas que estão sendo atravessadas e também garantir a segurança
no avanço da perfuração do poço, após a cimentação uma nova coluna é injetada no
poço com uma broca de menor diâmetro. Assim percebe que a perfuração é seguida
de varias fases com a utilização de varias brocas de diferentes diâmetros.
32
Figura 9 - Representação de uma sonda de perfuração e seus respectivos
equipamentos.
Fonte: Corrêa, (2012)
2.5.1 Sistemas de uma Sonda de Perfuração
Um conjunto de equipamentos utilizados na perfuração é chamado de
“sistemas”, estes podem ser classificados em: sistema de sustentação de cargas,
sistema de geração e transmissão de energia, sistema de movimentação de cargas,
sistema de rotação, sistema de circulação, sistema de segurança do poço e sistema
de monitoração (THOMAS, 2004).
33
2.5.1.1 Sistema de sustentação de cargas
Thomas (2004) diz que o sistema de sustentação de cargas é formado por um
mastro ou torre, na qual são estruturas em aço especial, com desenho piramidal que
causa um espaçamento vertical livre para permitir a efetivação das manobras. A
carga correspondente ao peso da coluna de perfuração, ou revestimento, é
transmitida para o mastro.
Figura 10 – Estrutura de sustentação de cargas.
Fonte: Disponível em: <http://www.onip.org.br/wp-
content/uploads/docs/8ws/Apresentac_a_o%20PETRA.pdf>. Acesso em: 21 ago.
2013.
2.5.1.2 Sistema de geração e transmissão de energia
Segundo Thomas (2004) para realizar à ativação dos equipamentos de uma
sonda de perfuração é indispensável à utilização de energia, que na maioria das
vezes é gerada por motores a diesel tanto em sondas marítimas e sondas terrestres.
Em sondas marítimas é também utilizado o sistema de turbinas a gás, pois a
produção de gás é mais acessível e econômico. Já em sondas terrestres, se ficar
localizada no mesmo lugar em um grande período de tempo é utilizado à rede
elétrica pública, uma opção bastante proveitosa.
34
2.5.1.3 Sistema de movimentação de cargas
De acordo com Thomas (2004), esse sistema tem grande importância na
movimentação das colunas de perfuração, do revestimento e de outros
equipamentos tendo como os principais membros do sistema; o guincho que por
meio de motores a diesel e elétricos recebem energia mecânica necessária para a
movimentação das cargas; o bloco de coroamento que é a união de quatro a sete
polias nas quais são apoiadas na parte superior do mastro, através do cabo de
sustentação; a catarina que consiste em polias moveis apoiadas em um pino central;
o gancho que é um equipamento encontrado abaixo da catarina, de corpo cilíndrico
capaz de amortecer os golpes causados pela movimentação das cargas; o cabo de
perfuração que é um tipo de corda trançada, onde cada trança é constituída por fios
de baixo diâmetro; o elevador é usado para movimentar elementos tubulares.
Figura 11 – Equipamento de movimentação de cargas.
Fonte: Disponível em: <http://www.onip.org.br/wp-
content/uploads/2012/01/ApresentacaoLUMAR.pdf>. Acesso em: 21 ago. 2013.
2.5.1.4 Sistema de rotação
Formado por equipamentos que gera a rotação das colunas de perfuração,
consiste em: mesa rotativa, elemento que conduz a rotação até a coluna de
perfuração, permitindo assim que o kelly deslize em seu interior; o kelly responsável
por transportar a rotação da mesa rotativa até a coluna de perfuração; e cabeça de
35
circulação ou swivel que promove a separação dos elementos móveis dos imóveis
na sonda de perfuração. Onde apenas a sua parte inferior realiza a rotação, é
através desse equipamento que o fluido de perfuração é depositado (THOMAS,
2004).
2.5.1.5 Sistema de circulação
Este sistema tem por finalidade a injeção, retorno e o tratamento do fluido de
perfuração. Durante o processo de perfuração de um poço o fluido é bombeado do
tanque reservatório até a coluna de perfuração, passando assim pela broca. O fluido
após passar pela broca retorna pelo espaço anular entre a coluna de perfuração e a
parede do poço, levando até a peneira vibratória os resíduos sólido e gasoso
incorporados na perfuração. Após o tratamento do fluido, o mesmo chega ao tanque
responsável pelo armazenamento e assim formando o sistema de circulação do
fluido de perfuração (THOMAS, 2004).
2.5.1.6 Sistema de segurança do poço
Sistema constituído de equipamentos capazes de fechar e controlar o poço. O
Blowout Preventer BOP é o mais importante desses equipamentos, são formados
por varias válvulas capazes de bloquear o poço. Se caso houver um kick, nome
dado ao fluxo indesejável dentro do poço, para obter o controle é acionado
imediatamente os preventores evitando que se forme um blowout, nome dado ao
fluxo incontrolável, capaz de gerar danos aos equipamentos da sonda, perda de
reservatórios, acidentes de trabalho e até mesmo a poluição do meio ambiente
(THOMAS, 2004).
36
Figura 12 – Principais equipamentos que formam o sistema de segurança: cabeça
de poço e preventores.
Fonte: Brasil, Souza, (2007)
2.5.1.7 Sistema de monitoração
Thomas (2004) ressalta que esse sistema juntamente com os elementos, é
capaz de controlar e monitorar a perfuração. São eles: o manômetro, indicador de
peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro, dentre outros.
2.5.2 Combinação da Coluna de Perfuração, Brocas e Fluidos de Perfuração
Jahn et al., (2012) mostra que a coluna de perfuração encontra-se entre a broca
e a superfície, onde será gerado o torque necessário à perfuração. A coluna é
responsável por várias funções, onde é usado para fornecer tensão e massa sobre a
broca, ajudando na eficiência da perfuração. As Brocas que são usadas com
frequência são as cônicas e compactada diamantada policristalina (PDC). A escolha
do tipo de broca que será usado na perfuração dependerá da dureza e da
composição do local onde será perfurado o poço e dos parâmetros de perfuração
planejados. Juntamente com o processo cortante da broca e a coluna, o fluido de
perfuração é indispensável no sistema de perfuração.
37
A lama de perfuração tem a função de resfria à broca e remover os resíduos
decorrentes da perfuração levando-o para fora do tudo, entre outras funções
relacionadas com a formação geológica. A escolha do fluido tem resultado relevante
na operação e avaliação de um poço de petróleo em produção (JAHN et al., 2012).
Figura 13 – Protótipo de broca tricônica de tungstênio.
Fonte: Disponível em: <http://www.onip.org.br/wp-
content/uploads/2012/01/ApresentacaoONIP.pdf>. Acesso em: 21 ago. 2013.
38
2.6 PERFILAGEM E COMPLETAÇÃO DE POÇO
Em uma perfuração de poços de petróleo, em torno de 80% dos poços pioneiros
não resultam em descobertas aproveitáveis, mesmo com as grandes tecnologias
existentes na fase de prospecção. Dessa forma são feitos levantamentos de um
conjunto de poços com o objetivo de determinar se os poços explorados terão
produção de petróleo em quantidades economicamente viáveis, chamados de
avaliações de formação ou perfilagem (GAUTO, 2011).
Janh et al. (2012) mostra que esta avaliação técnica pode ser realizada por
programa computacional usado para criar um modelo da formação explorada,
levando em conta as propriedades das rochas (porosidade, saturação e
permeabilidade), e as do fluido (viscosidade, pressão, volume e temperatura). Este
sistema é executado usando princípios matemáticos que visam o equilíbrio das três
forças atuantes no fluido analisado que são a viscosidade, gravidade e forças
capilares e a realização do calculo do fluxo do fluido. De acordo com Corrêa (2012),
após a perfilagem, processo realizado depois da perfuração ou durante a mesma,
são feitos testes de formação para avaliar o potencial de produção do poço
perfurado.
Após o termino da perfuração de um poço de petróleo, são realizados operações
que fazem a montagem de todos os equipamentos que serão necessários para
manter a operação do poço, durante toda a sua vida produtiva, chamado de
completação (THOMAS, 2004). Segundo Jahn et al. (2012), a completação de poços
são subdivididas em completação inferior e a completação superior. Onde a
completação inferior é realizado nas fronteiras de todo o reservatório explorado, já
na completação superior será instalado os equipamentos acima do reservatório,
através da cabeça de poço.
39
2.7 RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
Com
relação
a
reservatório
de
petróleo,
podemos
ressaltar
que
as
características geológicas citadas anteriormente na origem e formação de petróleo,
são condições essenciais para conter acumulação de óleo, água e gás em diversas
proporções. De acordo com Corrêa (2012) os reservatórios devem estar interligados,
onde os fluidos estão localizados nos poros da formação, possibilitando o fluxo de
petróleo até a cabeça do poço.
Relatando assim toda a importância das rochas reservatórios, a maioria das
rochas que são encontradas acumulações de petróleo são de origem sedimentar,
onde temos os arenitos e os calcários que contem características essenciais para o
armazenamento de petróleo.
2.7.1 Propriedades da Rocha Reservatório
Como citado acima, ressaltamos que os arenitos e os calcários são os principais
tipos de rochas que são encontradas as jazidas de petróleo, onde de acordo com
Rosa, Carvalho e Xavier (2006) as rochas têm varias características que são
definidas pelo cálculo dos volumes dos fluidos dentro do reservatório, o fluxo dos
fluidos contidos nas rochas e as forças exercidas ao fluido transmitidas através das
mudanças de característica da rocha reservatório. As características principais dos
reservatórios são: a porosidade, a permeabilidade, e a compressibilidade.
Os espaçamentos encontrados no interior das rochas são chamados de poros,
com isso podemos calcular o volume de petróleo que será encontrado na reserva
pela característica chamada de porosidade. Rosa, Carvalho e Xavier (2006)
ressaltam que o valor que podemos calcular da quantidade de fluido que pode ser
deslocado do meio poroso é chamado de porosidade efetiva, definida por:
(1)
Onde ᶲ é a porosidade,
espaço analizado.
é o volume de espaços vazios e
é o volume total do
40
O escoamento de fluidos em meio poroso tem relação direta com os
experimentos realizada por Henry Darcy, o mesmo relata que as dimensões do leito
poroso afetam o escoamento do fluido e está relacionado com a diferença de carga
associada à vazão (Rosa; Carvalho; Xavier, 2006). Chamando assim de lei de Darcy
apresentada pela Equação (2) a seguir:
(2)
Na Equação
poroso,
(
é a vazão volumétrica,
é área da secção transversal do meio
é uma constante de proporcionalidade que depende do meio poroso,
) é a diferencia de altura da quantidade de água nos poros com referencia a
um nível como base e
é o comprimento do leito poroso.
Já a permeabilidade esta diretamente ligada à característica anterior, pois o
fluxo de fluido dentro da jazida dependerá da espessura dos poros, logo a mistura
será transportado entre as rochas. Podemos ressaltar que no interior dos
reservatórios serão aplicadas pressões exercidas pelo fluido e por outros agentes
que deve modificar a estrutura das rochas, assim caracterizando os reservatórios de
acordo com sua compressibilidade efetiva da formação.
De acordo com Thomas (2004) a compressibilidade efetiva da formação é
representada pela Equação (3):
⁄
O termo
⁄
é a variação fracionada do volume poroso e
(3)
é variação da
pressão da formação.
2.7.2 Tipos de Reservatórios
Segundo Rosa, Carvalho e Xavier (2006) os reservatórios de petróleo são
classificados de acordo com o fluido analisado após a extração, processo realizado
na etapa da separação da mistura a partir de informações sobre pressão e
41
temperatura do fluido que exerceriam nos equipamento responsável pela separação
da mistura composta por água, óleo e gás.
Os reservatórios são divididos em dois tipos, relacionados diretamente com o
tipo de fluido característico da jazida de petróleo. Com isso podemos dividir em
reservatórios de líquidos e reservatórios de gás, observando que nos reservatórios
de líquido pode ser encontrada frequentemente a presença de água e nos
reservatórios de gás podemos ter a produção de líquidos em menor quantidade após
a sua extração (VAZ; MAIA; SANTOS, 2008).
De acordo com Thomas (2004) para que o fluido de um determinado reservatório
entre em produção é necessário que tenha energia suficiente para superar a
resistência fornecida pelos poros do reservatório. Portando são usados mecanismos
que tem a função de causar a expansão dos fluidos contidos nos poros, a contração
do volume poroso e o deslocamento de um fluido por outro fluido. São divididos em
mecanismo de gás em solução, de capa de gás e de influxo de água.
2.7.3 Diagrama de Fases de uma Mistura de Fluidos
Observamos que o diagrama de fases é composto por pontos que definem a
quantidade em porcentagem do tipo de hidrocarboneto encontrado em determinada
mistura. Quando a mistura se encontra na região que está entre a curva do ponto de
bolhas e ponto chamado de cricondenbárica, o fluido se encontra na fase liquida e
quando o mesmo se encontrar localizado entre a curva do ponto de orvalho e o
ponto cricondenterma a mistura está totalmente na fase gasosa. Determinando
assim o tipo de fluido que se encontra em uma jazida e a realização de uma
projeção do tipo de produto a ser produzido no mesmo.
42
Figura 14 – Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos.
Fonte: Rosa, Carvalho e Xavier (2006)
43
2.8 PROCESSAMENTO DOS FLUIDOS
2.8.1 Processamento Primário
Após o termino de todo processo de perfuração e a implantação de todos os
equipamentos necessários para ativação e produção do poço de petróleo, é
necessário à separação dos fluidos extraído da jazida. Dessa forma estará buscando
melhores condições de armazenamento e de transporte, levando em conta a
composição do tipo do petróleo extraído e o local onde esta sendo realizada a
extração.
Jahn et al. (2012) ressalta que ao decorrer da produção dos fluidos na cabeça
do poço, o profissional responsável vai se deparar com um fluido que tem sua
composição, frequentemente a mistura de óleo, gás e água, e pequenas
quantidades de substâncias impuras. Com isso a escolha do melhor processo
dependerá da composição do fluido e pela localização das instalações, analisando a
viabilidade da aplicação do processamento em terra ou em mar aberto. O processo
aplicado após a cabeça do poço está dividido em dois tipos, separação de líquido e
gás chamado de processo de separação bifásico e a separação de água, óleo e gás
chamado de processo de separação trifásico.
Conforme o American Petroleum Institute (1996), logo após a separação do
fluido, a partir do processamento adequado para determinada situação. O óleo e o
gás estarão preparados para o transporte e armazenamento em companhias
responsável pelo refino e processamento, que levará a transformação do petróleo
em produto comercial e industrial. Já a água extraída pelo processamento trifásico,
vai ser tratada podendo ser então utilizada ou descartada sem causar danos ao
meio ambiente.
Após a extração do óleo cru, o mesmo passa pelo processo de dessalinização
ou dessalgação. Tratamento aplicado antes da separação em frações na refinaria,
onde consiste em remover sais responsáveis pela corrosão das tubulações e de
equipamentos usados na destilação e no transporte (ALMEIDA, 2006).
44
Figura 15 – Separadores bifásico e trifásico.
Fonte: Thomas, (2004)
2.8.2 Classificações do Tipo de Petróleo
Com relação à composição e classificação do petróleo, Gauto (2011) destaca
diversas formas de análise da amostra extraída, dentre ela: o grau de densidade API
(°API), do American Petroleum Institute, o grau de enxofre na composição e a
quantidade das diversas frações dos componentes químicos presentes no petróleo.
O grau de API é calculado utilizando uma Equação (4) que determinará a
densidade do óleo, em relação à gravidade específica da água, como mostra a
seguir:
(4)
Logo, a gravidade específica (SG) a 60°F e 1 atm é calculado da seguinte forma:
(5)
Com isso, de acordo com os órgãos responsáveis pela classificação do petróleo
relacionado a cada nação citado na Quadro 2:
45
Quadro 2 - Classificação do óleo em relação ao °API.
Fonte: Badin, (2012)
Segundo Gauto (2011) à amostra do fluido extraído, também é classificada pelo
percentual de enxofre em relação à massa do mesmo. Quando obtiver o teor de
enxofre
0,5% em massa, são chamados de petróleos doces e quando tiver o teor
de enxofre
0,5% em massa, são chamados de petróleos ácidos.
De acordo com Farias (2008) o petróleo bruto também pode ser classificado
observando o tipo de composição química do hidrocarboneto, classificando-os em
parafínico, naftênico, misto e aromático. Onde os hidrocarbonetos parafínicos têm
como subprodutos a gasolina de baixa octanagem, querosene, óleo diesel, óleos
lubrificantes e parafina. Já os naftênicos são usados na produção de gasolina com
alta octanagem, óleos lubrificantes com baixo índice de carbono e resíduos
asfálticos. Na composição mista o mesmo ressalta que são formados por mistura de
parafínico e naftênico, diferenciado pela porcentagem de cada composto. E os
hidrocarbonetos aromáticos, que tem como característica principal a presença de
anel benzênico; obtendo como produto final solventes de alta qualidade, gasolina de
alta octanagem e não são usados na produção de lubrificantes.
46
Figura 16 – Classificação da composição química dos hidrocarbonetos.
Fonte: Pdpetro, 10 p. (2007)
47
2.9 FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE PETRÓLEO
2.9.1 Definição, Característica e Importância do Fluido de Perfuração
Thomas (2004) define fluido de perfuração enfatizando a composição química,
ressaltando que são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e
até gases, realizando a função de suspensão, dispersão e emulsão. Durante todo
processo de perfuração do poço, o fluido é usado para manter o poço estável,
circulando até a finalização do processo de perfuração.
Segundo Corrêa (2012) o fluido de perfuração é usualmente chamado de lama
de perfuração, usado na perfuração de poços de petróleo para finalidades
especificas, dependendo principalmente das características de cada fluido e do tipo
de formação que pretende perfurar.
Em determinadas literaturas o termo “lama de perfuração” é inadequado, usando
assim o termo “fluido de perfuração”, podemos observar nas referências Brasileiras
que o termo lama é usado frequentemente, com isso podemos levar em conta que
os termos têm o mesmo sentido.
O fluido de perfuração para atingir o resultado desejado, deve seguir varias
características essenciais para o processo de perfuração. Segundo Perez (2008),
são elas:





Ser inerte ou não efetuar mudança na formação geológica;
Não apresentar alto grau de abrasão ou corrosão aos equipamentos de
perfuração ou de circulação do fluido;
Não gerar problemas ambientais ou problemas a população;
Ser tratável e reaproveitável;
Capacidade de suspensão dos sólidos ou facilidade na separação.
Seguindo as características citadas anteriormente, os fluidos tem grande
importância no desempenho da perfuração, são elas:



Transporte de cascalhos provenientes da perfuração através do anular
até a superfície;
Manter a estabilidade física e química das paredes do poço;
Controle de pressões da formação, evitando o influxo de água, óleo ou
gás;
48


Transmitir potência hidráulica à broca, durante a perfuração;
Resfriamento da broca e da coluna de perfuração, evitando o desgaste
antecipado das mesmas.
2.9.2 Propriedades Físicas e Químicas dos Fluidos
Para determinação do tipo de fluido, são medidos parâmetros distintos que
determinam as características principais dos fluidos analisados. Os parâmetros mais
usados nas sondas são: a densidade, os reológicos, de filtração, as foças géis, os
teor de sólidos, e o pH.
2.9.2.1 Densidade
A densidade do fluido é um dos parâmetros de grande importância na segurança
da formação, onde o mesmo é responsável por calcular a pressão que o fluido
exerce na formação. Esse controle é realizado na intensão de manter o fluido com
pressão menor do que a pressão exercida pela formação, eliminando assim o perigo
de kiki’s e blowout (PDPETRO 11 p, 2007).
2.9.2.2 Reológicos
Viscosidade é definida como sendo a resistência que um fluido tem de escoar,
onde tem vários fatores que determinar a viscosidade de um fluido, onde os
principais são: taxa de cisalhamento, pressão e a temperatura (PDPETRO 11 p,
2007).
Para um fluxo laminar teremos a Equação (6) pra tensão de cisalhamento ou
atrito do fluido:
(6)
Onde
é a viscosidade,
cisalhamento.
é a taxa de variação da velocidade e
é a taxa de
49
A temperatura é um dos fatores que tem grande influência na viscosidade de um
fluido, pois um aumento da temperatura causa um aumento da viscosidade dos
gases e enquanto nos líquidos observa-se uma redução na viscosidade. Já a
pressão afeta menos a viscosidade comparando com a temperatura, por isso não
tem grande quantidade de experimentos realizados de acordo com a pressão.
Quando aumenta a pressão, há uma compressão reduzindo a distância entre as
moléculas e com isso aumentando a resistência do fluido ao escoamento
(MACHADO, 2002).
Quando a tensão de cisalhamento e taxa de cisalhamento, a relação entre os
mesmos não for constantes são classificados como fluidos não-Newtonianos,
podendo considerar as pressão e temperatura constante e o escoamento laminar
(MACHADO, 2002).
Podemos representar a viscosidade para todos os fluidos não-Newtonianos,
como sendo:
(7)
Onde
é a viscosidade aparente, com isso a viscosidade aparente é variável em
função de
. Os fluidos não-Newtonianos são os de Bingham, os pseudoplástico e
os dilatante. Podendo ser usado na indústria de petróleo, quando obtemos a
dispersão da argila na água, emulsões concentradas, as soluções de polímeros e
fluidos gelificados usados na perfuração de poços (MACHADO, 2002).
2.9.2.3 Força Géis
Forças géis indicam as propriedades tixotrópicas de um fluido de perfuração e
são as medições das forças atrativas sob condições estáticas em relação ao tempo.
Gel forte ocorrer em fluidos de perfuração, devido à presença de moléculas
carregadas eletricamente e partículas de argila que agregam em uma matriz firme
quando a circulação é interrompida. A força do gel em um fluido de perfuração é
dependente de tratamento químico, do teor de sólidos, do tempo, e da temperatura
(BAKER HUGHES, 2006).
50
2.9.2.4 Filtração
Com o aumento da temperatura decorrente da profundidade alcançada pela
perfuração, podemos ressaltar que levará a uma diminuição da viscosidade do
fluido. Com isso deve ter cuidado com a composição do fluido, para não ter
interações significativas na viscosidade do mesmo, aumentando assim a quantidade
de filtrados. Levando a degradação do fluido e futuramente a elevação no custo da
produção.
2.9.2.5 Teor de Sólidos
Com relação aos sólidos resultantes das perfurações, podemos aplicar
tratamentos distintos, evitando a dispersão dos sólidos ou na tentativa de extrair os
sólidos com equipamentos específicos, tais como as peneiras e os tanques de
decantação entre outros. A quantidade de sólido contido no fluido de perfuração tem
que ser tratado com certo cuidado, pois o mesmo tem a capacidade de mudar as
características, como a densidade e a viscosidade; aumentando assim o risco de
danos nos equipamentos de circulação, travamento da coluna de perfuração e a
redução significativa da taxa de penetração da broca (THOMAS, 2004).
2.9.2.6 pH (concentração hidrogeniônica)
De acordo com Thomas (2004), o pH tem grande importância na perfuração de
poços de petróleo, pois o mesmo tem que ser mantido no intervalo de 7 a 10, se
caracterizando como alcalino baixo.
Levando em consideração os investimentos e custos relacionados aos
equipamentos que compõem o sistema de injeção, circulação e tratamento,
podemos considerar que o pH é um fator de grande relevância para o controle de
corrosão de equipamentos e danos que ocorrem em decorrência do alto valor do pH.
51
2.9.3 Tipos de Fluidos de Perfuração
Melo (2008) diz que o fluido de perfuração é composto por parte dispersante,
que pode ser à base de água, óleo e gás e a parte dispersa que são representados
pelos compostos químicos. As classificações dos fluidos obtêm a partir da parte
dispersante. Segundo Perez (2008) a interação dos componentes que são
essenciais aos fluidos levam a modificação das propriedades físicas e químicas dos
mesmos.
2.9.3.1 Fluidos à Base de Água
Os fluidos são classificados e possuem diversos tipos de composição, de acordo
Queiroz Neto (1993) são usados frequentemente os fluidos à base de água e os
demais tem menos aceitação por causa das questões ecológicas e ambientais,
levando em conta a questões de custos na operação.
Os fluidos à base de água são classificados de acordo com a sua composição
química. Independentemente da classificação atribuída para determinado fluido,
podemos observar geralmente a presença de argila, produtos químicos solúveis em
água incluindo os sais, um aditivo de controlo do pH da substância e vários
polímeros orgânicos, como o floculante ou dispersante (BAKER HUGHES, 2006
[TRAD]).
Gráfico 4 - Composição típica de um fluido de petróleo à base de água.
Fonte: Pdpetro 8 p, (2007)
52
Thomas (2004) mostra diversas classificações para o fluido á base de água,
onde teremos os fluidos não inibidos, os inibidos, os com baixo teor de sólidos e os
emulsionado com óleo, mostrando assim na Figura 17.
Figura 17 – Classificação dos fluidos à base de água.
Fluido de perfuração base
de água
Não inibido
Levemente
tratado
Com floculante
Com dispersante
Inibido
Baixo teor de
sólidos
Inibição química
Nativo
Eletróleticos Ca,
K, NH4, Na
Salgado saturado
Emulsionado com
óleo
Inibição física
Polímeros
Lignosulfonatos
Fonte: Modificado de Thomas, (2004)
Os fluidos que estão classificados como não-inibidos são usados em formações
que contém as características específicas de rochas superficiais, formadas por
sedimentos inconsolidados que são relativamente inertes ao contato com água doce.
Levando em conta que a água doce não precisa de pré-tratamento, por não afetar o
desempenho dos aditivos utilizados na preparação do fluido (THOMAS, 2004).
Chamado também de fluido convencional com viscosidade preparado com argila
ativada e pH entre 9,0 e 9,5. E os chamado de dispersante que são usados diversos
compostos para manter a argila dispersa no sistema (QUEIROZ NETO, 1993).
Os fluidos inibidos tem sua composição química formada por íons de potássio,
cálcio e sódio, usados para perfurar rochas solúveis em água doce, pois quando a
água entra em contato com as rochas, tornam-se expansíveis e dispersáveis. Os
inibidores adicionados à água tem a característica de diminuir estes efeitos,
impedindo assim o contado da água com as paredes das rochas. Já com relação à
perfuração de ambientes com presença de rochas salina, podemos reduzir a
solubilidade da água na rocha adicionando NaCl, chamando o fluido de salgado
saturado (THOMAS, 2004) e (QUEIROZ NETO, 1993).
53
O fluido de menor utilização de sólidos na sua composição, inferior a 4% podem
ser classificados como baixo teor de sólidos como foi visto na Figura 17, utilizado
com o objetivo de reduzir os custos decorrentes de sua perfuração, obteve um
aumento significante da taxa de penetração da broca na formação geológica. Já
quanto aos fluidos emulsionados com óleos ou especiais, podemos ressaltar que
têm como objetivo principal a redução da densidade do sistema, evitando as perdas
na circulação decorrentes de zonas de baixa pressão de poros (THOMAS, 2004).
2.9.3.2 Fluidos à Base de Óleo
Em formações que tem características geológicas salinas, de arenitos, de
folhelhos argilosos e plásticos, de poços direcionais ou de poços com altas pressões
e de alta temperatura; podemos utilizar fluidos à base de óleo. Observando que
estes apresentam algumas desvantagens em relação ao uso de fluidos à base de
água, enumerando-se principalmente os problemas ambientais e o alto custo inicial.
A utilização dos fluidos a base de óleo leva a uma menor penetração da broca,
maiores graus de poluição ambiental, pois óleo diesel costuma ser utilizado em
grandes quantidades na sua formulação e, adicionalmente, uma maior dificuldade na
detecção de gás, pois este é solúvel no fluido (SILVA, 2003).
Observamos hoje em dia um maior avanço na tecnologia e um significante
aumento em pesquisas relacionado a fluidos sintéticos ou minerais, com menor
índice de poluição, com o uso de óleos minerais na tentativa de manter as mesmas
vantagens em relação ao fluido à base de óleo diesel. Observando assim uma
característica essencial do uso de óleo na perfuração, que são a baixa solubilidade
de sais, levando à baixa taxa de corrosão e o alto grau de lubrificação (SILVA,
2003).
54
Gráfico 5 - Composição típica de um fluido de petróleo à base de óleo.
Fonte: Pdpetro, (2007)
Com as limitações enfrentadas pelos fluidos à base de óleo, sofreram uma
evolução de fluido oleoso para fluido sintético como mostra no Quadro 3.
Quadro 3 – Evolução dos fluidos de base oleosa para sintéticos.
Fonte: Getliff, Bradbury et al (2000, apud Schaffel, 2002)
55
A utilização dos fluidos sintéticos tem restrições em relação a sua aplicação.
Sendo geralmente utilizados em operações offshore, onde é restrito o descarte das
lamas e dos cascalhos após a perfuração com fluido à base de óleo. As substancias
sintéticas se tornam mais caras, não afirmando que utilização não seja viável. A
Petrobrás utiliza o fluido sintético nas perfurações, com a permissão temporária do
IBAMA devido aos grandes índices de poluição (SCHAFFEL, 2002).
2.9.3.3 Fluidos à Base de Gás
Silva (2003) ressalta que a perfuração à base de gás é recomendada em
situações especiais, onde se observa perdas de circulações severas e formações
geológicas como o basalto ou o diabásio que tem características de rochas de maior
dureza, em regiões com camadas espessas de gelo e escassez de água na
formação.
A utilização de ar comprimido ou nitrogênio em fluido à base de gás tem a
preocupação de aplicação em formações que não tenha a produção de
hidrocarbonetos e de água. Neste fluido é utilizado ar puro que promovem o
aumento da taxa de penetração e a diminuição da deposição de cascalho no fundo
do poço perfurado (THOMAS, 2004).
Já a utilização da névoa, está frequentemente interligada com a aplicação do ar
puro, pois é viável a utilização da mesma quando a quantidade de água na formação
exercer algum tipo de risco à perfuração. Diferentemente da aplicação da espuma,
pois a fase contínua do líquido é estabilizada com aplicação de um tensoativo
chamado de espumante que aumenta a viscosidade do fluido e com isso facilitando
a remoção dos sólidos decorrentes da perfuração (THOMAS, 2004).
2.9.4 Sistema e Equipamentos de Circulação do Fluido
O fluido quando submetido à circulação normal, é realizado um processo que dá
inicio no bombeamento do fluido armazenado nos tanques, até a broca localizada no
interior do poço perfurado e retorna até passar pelo processo de tratamento para
nova injeção (CORRÊA, 2012).
De acordo com Machado (2002) e Corrêa (2012) o fluido de perfuração é
bombeado através de um tubo de aço até a mangueira flexível de alta resistência
56
que está diretamente ligada com o swivel, onde o mesmo tem a finalidade de
suportar e receber a conexão do kelly. O kelly é um tubo quadrado ou hexagonal
responsável por transmitir a rotação para a mesa rotatória e através do orifício o
fluido é deslocado até os tubos de perfuração. Após chegar até a broca, o fluido é
injetado para dentro do poço e retorna pelo espaço anular até a superfície,
deslocando os cascalhos cortados pela broca. A lama de perfuração sai pela linha
de retorno que está ligado com as peneiras, é armazenada em tanques onde são
realizados os tratamentos específicos antes da injeção do fluido.
Figura 18 – Componentes de um sistema de circulação de uma unidade de
perfuração.
Fonte: Corrêa, (2012)
57
3 OBJETIVOS
O trabalho realizado terá os seguintes objetivos a serem alcançados:
3.1 OBJETIVO GERAL
Realizar uma revisão bibliográfica sobre os fluidos de perfuração utilizados na
indústria do petróleo e sua importância.
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
a) Realizar uma revisão sobre o histórico da Indústria do Petróleo;
b) Desenvolvimento do conhecimento da história, cadeia produtiva e da
utilização de fluidos de perfuração de petróleo;
c) Realizar uma revisão bibliográfica sobre as principais características dos
reservatórios de petróleo e das propriedades físico-químicas do petróleo;
d) Realizar uma revisão sobre os fluidos de perfuração utilizados na perfuração
de poços de petróleo, suas características e funções.
58
4 METODOLOGIA
O presente trabalho foi baseado em um estudo relacionado aos tipos de fluido
de perfuração usado na indústria mundial de petróleo, usando a revisão da literatura
que deu inicio em 14 de Maio de 2013, alcançando os conhecimentos sobre os
assuntos correspondentes. Levando à compreensão da origem e formação do
petróleo, aos tipos de prospecção utilizada na identificação das formações
geológicas propícia à acumulação de hidrocarbonetos, o desenvolvimento histórico
da indústria petrolífera, o processo de perfuração de poços e suas operações
interligadas. Priorizando o entendimento sobre os reservatórios de hidrocarbonetos,
os tipos de fluido de perfuração existentes, a importância do fluido de perfuração,
suas características e o processo de circulação do fluido na operação de uma sonda
de perfuração.
59
5 RESULTADO E DISCUSSÂO
O estudo realizado sobre os fluidos de perfuração abordado no presente
trabalho foi analisado os principais tipos de fluidos existentes. Observando assim
suas aplicações na indústria do petróleo.
5.1 COMPARAÇÃO DOS PRINCIPAIS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
Ressaltamos que no decorrer do trabalho podemos observar que o fluido de
perfuração é classificado principalmente de acordo com a composição da fase
continua. Com isso observamos que a composição do fluido à base de água
apresentam importantes benefícios e também possuem algumas desvantagens em
relação aos outros tipos de fluido. O fluido que usa a fase aquosa tem como grandes
benefícios, o baixo custo por ser composto essencialmente de água e alguns
aditivos, tem mais facilidade na dispersão em reservatórios de água e são facilmente
descartados no meio ambiente, por ser biodegradável.
Levando em conta a desvantagem do fluido à base de água, quando
apresentam formações do tipo folhelhos e operações que utilizam a perfuração
direcional de altas pressões. Segundo Schaffel (2002) os sólidos que compõem o
fluido de perfuração possui uma quantidade de argila em sua composição, causando
assim um problema provocado pelo inchaço da argila ao entrar em contato com a
fase continua, passando a ser um causador de obstruções em formações geológicas
de folhelhos, principalmente encontrado em produção offshore.
Os fluidos à base de óleo são desenvolvidos buscando atender as limitações
encontradas no fluido à base de água, relata Schaffel (2002). No caso de uso de
fluido à base de óleo em perfuração de folhelho, foi observado que o mesmo tem
melhor desempenho do que o fluido à base de água (GARCÍA, 2003).
De acordo com García (2003) mesmo levando vantagens na estabilidade em
relação ao fluido de fase aquosa, podemos evidenciar limitações do uso de fluido à
base de óleo, devido a danos causados ao meio ambiente e limitações exigidas
pelas normas ambientais.
60
Figura 19 – Comparação dos fluidos à base água e fluido à base de óleo.
Fonte: Bourgoyne et al (1991, apud Garcia, 2003)
5.2 EXPECTATIVAS FUTURAS DOS FLUIDOS DE PERFURAÇÃO
De acordo com a revisão e estudos relacionados aos fluidos de perfuração,
podemos destacar o fluido à base água e os fluidos à base de óleos sintéticos
atualmente usados e desenvolvidos para atender suas limitações.
Na descoberta do pré-sal, podemos destacar como sendo um dos grandes
motivos de tal evolução e aceitação dos fluidos sintéticos, podendo assim ter uma
maior autonomia e eficácia na produção de hidrocarbonetos. Observando também a
manutenção e controle das condições de operação do poço perfurado, ligado as
características do fluido usado na perfuração.
O fluido mais usado na perfuração de poços de petróleo é o fluido à base de
água, tendo em vista as normas ambientais e a facilidade na manipulação do
mesmo. A questão ambiental hoje em dia é um dos pontos relevantes para o bem
estar do ecossistema local e futuramente responsável por manter as condições
essenciais que mantem o equilíbrio da humanidade com a natureza.
61
6 CONCLUSÃO
O assunto abordado no trabalho teve grande ênfase aos tipos de fluido de
perfuração existentes. Levando em conta que cada tipo tem sua característica
específica, observando a fase dispersante e a fase dispersa do fluido. Onde
podemos classificar em fluidos à base de água, à base de óleo e à base de gás,
especificando assim as propriedades de cada tipo de fluido e observando qual fluido
terá melhor desempenho na perfuração. Sendo aplicado de acordo com os tipos de
formação geológica que o poço de petróleo será perfurado.
Com o desenvolvimento da indústria petrolífera, cada vez utilizam-se de analises
químicas e físicas no intuito de obter resultados relevantes, buscando a eficiência do
fluido utilizado, menor impacto ambiental e menores custos. Podemos observar que
o fluido à base de água tem grandes diferencias em relação aos aspectos relevantes
à otimização de sua utilização, por ser um dos fluidos mais utilizados da indústria
petrolífera com relação a alguns fatores que são: é mais barato, é mais eficaz em
relação ao seu tratamento, apresentar menor risco ambiental, é preciso na detecção
de presença de gás na formação e eficiência na taxa de penetração da broca.
62
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