Os valores dos volumes de filtrado da formulação otimizada que envelheceu nas temperatuas de 60, 93 e 150 ◦C, se mantiveram próximos a 7, 8 mL a 25◦C, no teste de filtração API, indicando que o efeito da temperatura de envelhecimento térmico afetou a forma que as partículas presentes no fluido se tocam, no entanto, não acelerou a hidrólise
Capítulo 5. Resultados e Discussão 49
Figura 23 – Curva de fluxo para a formulação otimizada a diferentes temperaturas
Fonte: Autor
dos polímeros. A filtração ATAP daformulação otmizada, envelhecida e filtrada a 93 ◦C e pressão de 500 psi, gerou um volume de filtrado de 26 mL. A norma API (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE, 2009), indica valores menores do que 30 mL para considerar aceitável. Comparando os dados da Tabela 8 (antes da otimização das concentrações da HPAM e bentonita nos fluidos) com o resultado da formulação otimizada, o volume de filtrado diminuiu mesmo utilizando-se uma concentração menor de HPAM.
50
Conclusões
A goma xantana foi caracterizada por viscosimetria capilar com massa molar viscosimétrica média de 4, 2.105
g/mol. A HPAM e CMC foram caracterizadas por espa-
lhamento de luz estático com massa molar de 1, 72.106 e 1, 88.105
g/mol, respectivamente,
justificando a maior viscosidade conferida em meio aquoso pela HPAM.
A análise granulométrica da calcita indicou uma distribuição de tamanhos, tendo como tamanho médio de partícula de 29, 15 µm, justificando a obstrução dos poros do papel e obtendo um bom controle de filtrado a temperatura de 25 ◦C. A análise térmica do carbonato de cálcio comprovou que o mineral predominante é a calcita e, embora tenha apresentado uma boa estabilidade térmica sua interação com a CMC quando submetida à temperatura de filtração de 93 ◦C não apresentou controle de filtrado.
A análise do reboco obtido da filtração do fluido contendo bentonita e HPAM indicou a ausência da primeira reflexão mostrado no DRX da bentnita, significando que a argila apresentou inchamento ao ponto de esfoliar e descamar, ou seja, perder a cristalinidade e regularidade estrutural da bentonita e a interação com a HPAM conferiu controle de filtração a altas temperaturas (antes da otimização da formulação 34 e depois 26 mL).
Os fluidos seguem predominantemente o modelo de Hershel-Bucley. A formulação F2 possui comportamento mais pseudoplástico do que a F1, observado pelo valor de n 0, 38 para F1 e 0, 26 para F2 e o índice de consistência K de F1 é 19, 3 e F2 é 5, 7 P a.sn,
justificando a maior viscosidade de F2 frente a F1. O envelhecimento térmico foi utilizado para verificar a temperatura limite de utilização dos fluidos e indicou 150 ◦C para a formulação otimizada.
A presença da HPAM e bentonita foram os agentes que contribuíram para melhorar a eficiência de lubricidade dos fluidos, obtendo 52% de redução de torque para F2 enquanto para F1 foi de 25%, quando comparada à água.
A filtração API mostrou resultados de volumes de filtrado próximos para as duas formulações, sendo F1 é 11, 6 e F2 é 9, 1 mL. Entretanto, a filtração ATAP mostrou que a formulação F1 não é adequada para poços que atinjam pressão de 500 psi e temperatura de 93 ◦C, pois a filtração foi total e imediata. A formulação F2 apresentou volume de filtrado de 34 mL, comprovando sua maior resistência a altas temperaturas, porém, os valores de filtração ainda eram altos e necessitou de ajustes. O planejamento experimental auxiliou na determinação das concentrações ótimas dos aditivos HPAM e bentonita que foram 4, 3 e 25, 7 g/L, respectivamente. Vale salientar que a quantidade de polímero foi reduzida em relação a formulação F2 que inicialmente que era 5, 7 g/L e obtendo um
Conclusões 51
volume de filtrado API de 7, 8 mL nos dois casos.
Em suma, as propriedades das formulações investigadas indicaram que os fluidos constituídos de poliacrilamida e argila bentonita apresentam propriedades promissoras para utilização em perfurações onde há restrições ambientais, em substituição aos fluidos sintéticos, no entanto, a temperatura não deve ultrapassar 150 ◦C.
52
Referências
ABDO, J.; HANEEF, M. Clay nanoparticles modified drilling fluids for drilling of deep hydrocarbon wells. Applied Clay Science, v. 86, n. 0, p. 76 – 82, 2013. ISSN 0169-1317. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0169131713003475>. ABRAMS, A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion. Society
of Petroleum Engineers, 1977.
ACHAYUTHAKAN, P.; SUPHANTHARIKA, M. Pasting and rheological properties of waxy corn starch as affected by guar gum and xanthan gum. Carbohydrate Polymers, Elsevier, v. 71, n. 1, p. 9–17, 2008.
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Recommended Practice for Field Testing
Water Based Drilling Fluids. Quarta. [S.l.], 2009.
AMORIM, L. V. Melhoria, Proteção e Recuperação da Reologia de Fluidos Hidroargilosos
para Uso na Perfuração de Poços de Petróleo. Tese (Doutorado) — Universidade Federal
de Campina Grande Campus I - UFCG PB, 2003.
AUDIBERT, A.; LECOURTIER, J. Stability of water-soluble polymers in the presence of corrodible materials. Polymer Degradation and Stability, v. 40, n. 2, p. 151 – 165, 1993. ISSN 0141-3910. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ 014139109390207Y>.
BANG, J.-H. et al. Effects of sodium laurylsulfate on crystal structure of calcite formed from mixed solutions. Journal of colloid and interface science, Elsevier, v. 356, n. 1, p. 311–315, 2011.
BARBOSA, M. I. R.; AMORIM, L. V.; FERREIRA, H. C. Compostos poliméricos como aditivos de argilas bentoníticas. Cerâmica, scielo, v. 53, p. 354 – 360, 12 2007. ISSN 0366-6913.
BORGES, M. R. Síntese enzimática de ésteres de açúcar:surfactantes e polímeros como
novos materiais ambientalmente seguros. Tese (Doutorado) — Universidade Federal do
Rio Grande do Norte, 2007.
BURKE, C. J. Synthetic-based drilling fluids have many environmental pluses. Oil & gas
journal : international petroleum news and technology., 1995.
CHEN, Y. et al. Facile preparation of cubic calcium carbonate nanoparticles with hydrophobic properties via a carbonation route. Powder Technology, v. 200, n. 3, p. 144 – 148, 2010. ISSN 0032-5910. Disponível em: <http: //www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0032591010000914>.
DARLEY, H.; GRAY, G. Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids. [S.l.]: Gulf Publishing Company, Book Division, 1988. ISBN 9780872011472.
DÍAZ, F. R. V.; SANTOS, P. S.; SANTOS, H. S. A importância das argilas industriais brasileiras. Química Industrial, v. 42, p. 33–37, 1992.
Referências 53
EZELL, R.; EZZAT, A.; TURNER, J. New filtration-control polymer for improved brine-based reservoir drilling-fluids performance at temperatures in excess of 400 ◦f and high pressure. nternational Symposium and Exhibition on Formation Damage Control,
Louisiana, USA, SPE 128119, 2010.
FALODE, O.; EHINOLA, O.; NEBEIFE, P. Evaluation of local bentonitic clay as oil well drilling fluids in nigeria. Applied Clay Science, v. 39, n. 1–2, p. 19 – 27, 2008. ISSN 0169-1317. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0169131707000944>. FISCHER, H. Calcination of calcite: I, effect of heating rate and temperature on bulk density of calcium oxide. Journal of the American Ceramic Society, Wiley Online Library, v. 38, n. 7, p. 245–251, 1955.
FUJIMOTO, J. et al. Formação de multicamadas de polissacarídeos e proteína. Química
Nova, SciELO Brasil, v. 25, n. 5, p. 757–761, 2002.
FUOSS, R. M. Viscosity function for polyelectrolytes. Journal of Polymer Science, Interscience Publishers, Inc., v. 3, n. 4, p. 603–604, 1948. ISSN 1542-6238. Disponível em: <http://dx.doi.org/10.1002/pol.1948.120030414>.
FUOSS, R. M.; STRAUSS, U. P. Polyelectrolytes. ii. poly-4-vinylpyridonium chloride and poly-4-vinyl-n-n-butylpyridonium bromide. Journal of Polymer Science, Interscience Publishers, Inc., v. 3, n. 2, p. 246–263, 1948. ISSN 1542-6238. Disponível em:
<http://dx.doi.org/10.1002/pol.1948.120030211>.
GHOLIZADEH-DOONECHALY, N.; TAHMASBI, K.; DAVANI, E. Development of high-performance water-based mud formulation based on amine derivatives. Society of
Petroleum Engineers SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in The Woodlands, Texas, USA, 20–22 April 2009, 2009.
GRIM, R.; GUVEN, N. Bentonites: geology, mineralogy, properties and uses. Elsevier, 1978. Disponível em: <http://books.google.com.br/books?id=5ifpmwEACAAJ>. HAMED, S. B.; BELHADRI, M. Rheological properties of biopolymers drilling fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 67, n. 3–4, p. 84 – 90, 2009. ISSN 0920-4105. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S0920410509000928>.
HAN, D.-K. et al. Recent development of enhanced oil recovery in china. Journal of
Petroleum Science and Engineering, v. 22, n. 1–3, p. 181 – 188, 1999. ISSN 0920-4105.
Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410598000679>. HOOGENDAM, C. et al. Persistence length of carboxymethyl cellulose as evaluated from size exclusion chromatography and potentiometric titrations. Macromolecules, ACS Publications, v. 31, n. 18, p. 6297–6309, 1998.
HU, Y.; WANG, S. Q.; JAMIESON, A. M. Rheological and rheooptical studies of shear-thickening polyacrylamide solutions. Macromolecules, v. 28, p. 1847–1853, 1995. HUANG, J.-M.; DAUGHERTY, K. E. Inhibition of the calcination of calcium carbonate.
Thermochimica Acta, v. 130, n. 0, p. 173 – 176, 1988. ISSN 0040-6031. Disponível em:
Referências 54
ISCAN, A. G.; KOK, M. V. Effects of polymers and cmc concentration on rheological and fluid loss parameters of water-based drilling fluids. Energy Sources, Part A: Recovery,
Utilization, and Environmental Effects, v. 29, n. 10, p. 939–949, 2007. Disponível em:
<http://dx.doi.org/10.1080/00908310600713966>.
JIAO, D.; SHARMA, M. Formation damage due to static and dynamic filtration of water-based muds. Society of Petroleum Engineers, SPE, 1992.
KAISTNER, U. et al. Structure and solution properties of sodium carboxymethyl cellulose.
Colloids Surfaces A: Physicochem, v. 123-124, p. 307 – 328, 1996. ISSN 0927-7757.
KATZBAUER, B. Properties and applications of xanthan gum. Polymer Degradation
and Stability, v. 59, n. 1–3, p. 81 – 84, 1998. ISSN 0141-3910. Biodegradable Polymers
and Macromolecules. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S0141391097001808>.
KHAN, R.; KURU, E. An investigation of the extensional viscosity of polymer based fluids as a possible mechanism of internal cake formation. Society of Petroleum Engineers, 2004. KHAN, R. et al. An investigation of formation damage characteristics of xanthan gum solutions used for drilling, drill-in, spacer fluids, and coiled tubing applications. Society of
Petroleum Engineers, SPE, 2003.
KUNDU, D. et al. Biopolymer and biosurfactant-graft-calcium sulfate/polystyrene nanocomposites: Thermophysical, mechanical and biodegradation studies. Polymer
Degradation and Stability, v. 107, n. 0, p. 37 – 52, 2014. ISSN 0141-3910. Disponível em:
<http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0141391014001864>.
LAKE, L. Enhanced oil recovery. Prentice Hall, 1989. ISBN 9780132816014. Disponível em: <http://books.google.com.br/books?id=nm5MAQAAIAAJ>.
LAKE, L. et al. Petroleum Engineering Handbook: Reservoir engineering and
petrophysics. Society Of Petroleum Engineers, 2007. Disponível em: <http:
//books.google.com.br/books?id=yjxSAQAAIAAJ>.
LIU, Q.; ZHANG, Y.; LASKOWSKI, J. The adsorption of polysaccharides onto mineral surfaces: an acid/base interaction. International Journal of Mineral
Processing, v. 60, n. 3–4, p. 229 – 245, 2000. ISSN 0301-7516. Disponível em:
<http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301751600000181>.
LOMBA, R. et al. Drill-in fluids: Identifying invasion mechanisms. SPE 73714,
International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, 2002.
LOMBA, R. et al. Drill-in fluids: Identifying invasion mechanisms. Society of Petroleum
Engineers, 2002.
LOPES, L. M. de A. Caracterização Viscosimétrica de misturas das gomas xantas e guar. Dissertação (Mestrado) — Universidade Federal do Rio de Janeiro, 1989.
LUCAS, E. F. et al. Polymer science applied to petroleum production. Pure Appl. Chem., v. 81, n. 3, p. 473–494, 2009.
Referências 55
LUCKHAM, P.; ROSSI, S. The colloidal and rheological properties of bentonite suspensions. Advances in Colloid and Interface Science, v. 82, n. 13, p. 43–92, 1999. LUMMUS, J.; AZAR, J. Drilling fluids optimization: a practical field approach. [S.l.]: PennWell Pub. Co., 1986. ISBN 9780878143061.
MAHTO, V.; SHARMA, V. Rheological study of a water based oil well drilling fluid. Journal
of Petroleum Science and Engineering, v. 45, n. 1–2, p. 123 – 128, 2004. ISSN 0920-4105.
Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410504000658>. MAMAT, N. et al. The performance of polymer beads in water-based mud and its application in high-temperature well. Journal of Petroleum Exploration and Production
Technology, Springer Berlin Heidelberg, v. 3, n. 3, p. 151–158, 2013. ISSN 2190-0558.
Disponível em: <http://dx.doi.org/10.1007/s13202-013-0059-9>.
MCLAUCHLIN, A.; THOMAS, N. Preparation and thermal characterisation of poly(lactic acid) nanocomposites prepared from organoclays based on an amphoteric surfactant.
Polymer Degradation and Stability, v. 94, n. 5, p. 868 – 872, 2009. ISSN 0141-3910.
Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0141391009000160>. MELLO, I. L. et al. Polibutadieno alto-cis: estudo viscosimétrico em tolueno e ciclo-hexano.
Polímeros Ciência e Tecnologia, SciELO Brasil, v. 16, n. 1, p. 53, 2006.
MELO, K. C.; DANTAS, T. N. C.; NETO, E. L. B. InfluÊncia da temperatura na reologia de fluidos de perfuraÇÃo preparados com carboximetilcelulose, goma xantana e bentonita.
HOLOS, v. 5, 2013. ISSN 1807-1600.
MENEZES, R. et al. Use of statistical design to study the influence of {CMC} on the rheological properties of bentonite dispersions for water-based drilling fluids.
Applied Clay Science, v. 49, n. 1–2, p. 13 – 20, 2010. ISSN 0169-1317. Disponível em:
<http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0169131710000803>.
MENG, X. et al. Effects of carbon ash on rheological properties of water-based drilling fluids.
Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 100, n. 0, p. 1 – 8, 2012. ISSN 0920-4105.
Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410512002550>. MULLER, G. et al. Salt dependence of the conformation of a single-stranded xanthan.
International Journal of Biological Macromolecules, Elsevier, v. 8, n. 3, p. 167–172, 1986.
NETO, J. C. Q.; JR, E. C. B.; PETRI, D. F. S. Estudo sobre a adsorção do fluido de perfuração salgado contendo polímeros sobre sio2. Química Nova, v. 30, n. 4, 2007. PATEL, A. et al. Advances in inhibitive water-based drilling fluids—can they replace oil- base muds. Paper SPE 106476 presented at SPE International Symposium on Oilfield
Chemistry, Houston, Texas, 28 February–2 March., 2007.
PIVEL, M.; FREITAS, C.; COMBA, J. Modeling the discharge of cuttings and drilling fluids in a deep-water environment. Deep Sea Research Part II: Topical Studies in
Oceanography, v. 56, n. 1–2, p. 12 – 21, 2009. ISSN 0967-0645. {MAPEM}. Disponível em:
<http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0967064508002749>.
RODRIGUEZ-NAVARRO, C. et al. Thermal decomposition of calcite: Mechanisms of formation and textural evolution of cao nanocrystals. American Mineralogist, v. 94, n. 4, p. 578–593, 2009.
Referências 56
SABHAPONDIT, A.; BORTHAKUR, A.; HAQUE, I. Characterization of acrylamide polymers for enhanced oil recovery. Journal of Applied Polymer Science, v. 87, n. 12, p. 1869–1878, 2003. Disponível em: <http://dx.doi.org/10.1002/app.11491>.
SANDERS, J. P.; GALLAGHER, P. K. Kinetic analyses using simultaneous tg/dsc measurements: Part i: decomposition of calcium carbonate in argon. Thermochimica acta, Elsevier, v. 388, n. 1, p. 115–128, 2002.
SANTANA, K. R. Interação entre a carboximetilcelulose, carbonato de cálcio e bentonita:
repercussões sobre as propriedades dos fluidos de perfuração aquosos. Tese (Doutorado) —
Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2014.
SANTOS, P. S. Ciência e tecnologia de argilas. [S.l.]: Editora Edgard Blucher, vol. 1, São Paulo, 1992.
SENSOY, T.; CHENEVERT, M.; SHARMA, M. Minimizing water invasion in shales using nanoparticles. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2009.
STEJSKAL, J.; HORSKÁ, J. Refractive index increments of polyacrylamide and comments on the light scattering from its solutions. Die Makromolekulare Chemie, Wiley Online Library, v. 183, n. 10, p. 2527–2535, 1982.
SURI, A.; SHARMA, M. M. Strategies for sizing particles in drilling and completion fluid.
Society of Petroleum Engineers, SPE, March 1 2004.
SöNMEZ, A.; KöK, M. V.; ÖZEL, R. Performance analysis of drilling fluid liquid lubricants.
Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 108, n. 0, p. 64 – 73, 2013. ISSN 0920-4105.
Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410513001630>. TABRIZY, V. A.; DENOYEL, R.; HAMOUDA, A. Characterization of wettability alteration of calcite, quartz and kaolinite: Surface energy analysis. Colloids and Surfaces
A: Physicochemical and Engineering Aspects, Elsevier, v. 384, n. 1, p. 98–108, 2011.
TAGER, A. Mechanical Properties of polymer solutions and gels. In: TAGER, Anna.
Physical chemistry of polymers. [S.l.: s.n.], 1978.
TEHRANI, A. et al. Environmentally friendly water-based fluid for hpht drilling. Society
of Petroleum Engineers, 2009.
THOMAS, S. Enhanced oil recovery—an overview. Oil & Gas Science and Technology -
Rev. IFP, v. 63, n. 1, p. 9–19, 2008.
THóRHALLSSON, S. et al. Well design for the iceland deep drilling project (iddp). Geothermics, v. 49, n. 0, p. 16 – 22, 2014. ISSN 0375-6505. Iceland
Deep Drilling Project:The first well, IDDP-1, drilled into Magma. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0375650513000606>.
TRAN, H. V. et al. Facile surface modification of nanoprecipitated calcium carbonate by adsorption of sodium stearate in aqueous solution. Colloids and Surfaces A:
Physicochemical and Engineering Aspects, v. 366, n. 1–3, p. 95 – 103, 2010. ISSN 0927-7757.
Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0927775710003262>. UMIST, S. J. P.; U., J. P. H.-W. Prediction of filtration under dynamic conditions. Society
Referências 57
VEGA, I.; SáNCHEZ, L.; D’ACCORSO, N. Synthesis and characterization of copolymers with 1,3-oxazolic pendant groups. Reactive and Functional
Polymers, v. 68, n. 1, p. 233 – 241, 2008. ISSN 1381-5148. Disponível em:
<http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1381514807002209>.
VITURAWONG, Y.; ACHAYUTHAKAN, P.; SUPHANTHARIKA, M. Gelatinization and rheological properties of rice starch/xanthan mixtures: Effects of molecular weight of xanthan and different salts. Food Chemistry, Elsevier, v. 111, n. 1, p. 106–114, 2008. WANG, F. et al. High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells. Petroleum Science, China University of Petroleum (Beijing), v. 9, n. 3, p. 354–362, 2012. ISSN 1672-5107. Disponível em: <http://dx.doi.org/10.1007/s12182-012-0219-4>.
WANG, S. et al. Biopolymer chitosan/montmorillonite nanocomposites: Preparation and characterization. Polymer Degradation and Stability, v. 90, n. 1, p. 123 – 131, 2005. ISSN 0141-3910. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S0141391005001321>.
WEVER, D.; PICCHIONI, F.; BROEKHUIS, A. Polymers for enhanced oil recovery: A paradigm for structure–property relationship in aqueous solution. Progress in Polymer
Science, v. 36, n. 11, p. 1558 – 1628, 2011. ISSN 0079-6700. Special Topic: Energy
Related Materials. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/ S0079670011000682>.
XIE, W.; LECOURTIER, J. Xanthan behaviour in water-based drilling fluids. Polymer
Degradation and Stability, v. 38, n. 2, p. 155 – 164, 1992. ISSN 0141-3910. Disponível em:
<http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/014139109290009T>.
ZHANG, K. et al. Preparation and characterization of chitosan nanocomposites with vermiculite of different modification. Polymer Degradation and Stability, v. 94, n. 12, p. 2121 – 2127, 2009. ISSN 0141-3910. Disponível em: <http: //www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0141391009003279>.