Postagens
Um tópico discutido na comunidade de Eng. de Petróleo no ORKUT.
Para aqueles que não participam da comunidade ou deste "site" de relacionamento, segue uma versão extendida da discussão.
Fernanda colocou a seguinte definição para folhelho:
"(...)
a. Folhelho
O folhelho é uma rocha sedimentar constituída com predominân-cia de argila compacta e que tem a tendência a dividir-se em lâminas finas e paralelas esfoliáveis (folhas). Apresenta cores variadas (do vermelho amarronzado ao preto), de acordo com os componentes acessórios presentes em sua composição.
Os folhelhos são originados de rochas expostas ao intemperismo e erosão, sendo os sedimentos detríticos depositados em áreas baixas e planas dos continentes e oceanos, já que são anaerobios.
Qualquer rocha que possua 15% de sua composição, minerais argílicos e que se rompa em planos paralelos deve ser chamada de Folhelho.
b. Fluido
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líqui-dos, produtos químicos e, por vezes, até gases. Seu objetivo é garan-tir uma perfuração rápida e segura.
Dentre suas inúmeras funções, as mais importantes são estabilizar as paredes dos poços (mecânica e quimicamente), limparem o fundo (os cascalhos) do poço, exercer pressão hidrostática sobre as forma-ções, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca, por últi-mo, facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço.
Existem três tipos de fluidos, à base de água, de óleo e de ar. O Fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e os aditivos químicos empregados no fluido, sua fase contínua pode ser água doce, salgada ou dura (presença de cálcio e de magnésio dissolvidos).
Fluido à base de óleo, tem sua fase continua composta por hidro-carbonetos líquidos. Entretanto, devido ao alto custo inicial e o grau de poluição, são pouco empregados. Existem estudos para novos sis-temas a base de óleo, como óleos minerais e sintéticos, muito menos poluentes que o diesel.
Wellbore Strenghtening
Um assunto relacionado a este tópico na área de perfuração principalmente de campos depletados ou onde se necessita baixos pesos de lama é a técnica de reforço das paredes do poço (wellbore strenghtening) utilizando diferentes tipos de selantes (fibrosos, granulares etc) e outros materiais formadores de um reboco mais forte capaz de evitar problemas como o de desmoronamento de folhelho (sloughing shale). Ou seja, é um grupo de técnicas de perfuração, com a utilização de diferentes materiais de fluido, que permitem que o poço fique estável - ou ainda dizendo, permitem que a "janela estreita" de pesos seja "mais larga".
Dentre as técnicas de wellbore strenghtening estão a "stress caging" que é uma técnica onde se utiliza a pressurização do poço para forçar a entrada de materiais selantes na possível zona frágil ou já fraturada ou com microfraturas.
Há, ainda, técnicas de remediação com a utilização de plugs poliméricos que entram na matriz do folhelho para permitir a perfuração de toda a fase com peso inferior ao típico.
O folhelho é uma rocha sedimentar constituída com predominân-cia de argila compacta e que tem a tendência a dividir-se em lâminas finas e paralelas esfoliáveis (folhas). Apresenta cores variadas (do vermelho amarronzado ao preto), de acordo com os componentes acessórios presentes em sua composição.
Os folhelhos são originados de rochas expostas ao intemperismo e erosão, sendo os sedimentos detríticos depositados em áreas baixas e planas dos continentes e oceanos, já que são anaerobios.
Qualquer rocha que possua 15% de sua composição, minerais argílicos e que se rompa em planos paralelos deve ser chamada de Folhelho.
b. Fluido
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líqui-dos, produtos químicos e, por vezes, até gases. Seu objetivo é garan-tir uma perfuração rápida e segura.
Dentre suas inúmeras funções, as mais importantes são estabilizar as paredes dos poços (mecânica e quimicamente), limparem o fundo (os cascalhos) do poço, exercer pressão hidrostática sobre as forma-ções, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca, por últi-mo, facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço.
Existem três tipos de fluidos, à base de água, de óleo e de ar. O Fluido à base de água considera principalmente a natureza da água e os aditivos químicos empregados no fluido, sua fase contínua pode ser água doce, salgada ou dura (presença de cálcio e de magnésio dissolvidos).
Fluido à base de óleo, tem sua fase continua composta por hidro-carbonetos líquidos. Entretanto, devido ao alto custo inicial e o grau de poluição, são pouco empregados. Existem estudos para novos sis-temas a base de óleo, como óleos minerais e sintéticos, muito menos poluentes que o diesel.
Por último, o fluido à base de ar ou gás, é mais utilizado em zonas com perda de circulação severa e formações produtoras com pressão muito baixa ou com grande susceptibilidade a danos, por terem uma densidade muito baixa. Os mais comuns são o ar nitrogênio ou o gás natural.
c. Importância do folhelho na perfuração de poços
Como já foi dito, os folhelhos são rochas sedimentares argilosas, comumente encontradas durante a perfuração de poços de óleo e gás. Representam mais de 75% das formações perfuradas e sendo responsáveis por grande parte dos problemas de instabilidade de per-furação de poços de petróleo.
Na tentativa de evitar esses problemas são feitos gastos exces-sivos com a perfuração. Como conseqüência, a escolha do fluido de perfuração adequado para redução das instabilidades na perfuração de um poço é crucial para minimizar esses custos.
O fluido de perfuração ideal, para fins de estabilidade de poços, deve evitar aumentos indesejados da pressão de poros da rocha o que reduz a resistência da formação. No caso dos folhelhos, que por serem porosos e de baixa permeabilidade sofrem variações de pres-são no fluido dos poros, por efeitos de difusão hidráulica e iônica e por efeitos osmóticos, os quais podem variar com o potencial da ro-cha em impedir o fluxo de íons através da formação.
Após ter sido gerado e migrado, o petróleo, é eventualmente acumulado em uma rocha chamada reservatório. A característica da rocha-reservatório é ter espaços vazios em seu interior (porosidade), não apenas os folhelhos se enquadram para essa classificação como também rochas arenitos e calcarenitos.
Os folhelhos também são um importante isolador (rocha selante), que retém o petróleo na rocha reservatória impedindo que escape do petróleo, cuja característica principal é a baixa permeabilidade.
c. Importância do folhelho na perfuração de poços
Como já foi dito, os folhelhos são rochas sedimentares argilosas, comumente encontradas durante a perfuração de poços de óleo e gás. Representam mais de 75% das formações perfuradas e sendo responsáveis por grande parte dos problemas de instabilidade de per-furação de poços de petróleo.
Na tentativa de evitar esses problemas são feitos gastos exces-sivos com a perfuração. Como conseqüência, a escolha do fluido de perfuração adequado para redução das instabilidades na perfuração de um poço é crucial para minimizar esses custos.
O fluido de perfuração ideal, para fins de estabilidade de poços, deve evitar aumentos indesejados da pressão de poros da rocha o que reduz a resistência da formação. No caso dos folhelhos, que por serem porosos e de baixa permeabilidade sofrem variações de pres-são no fluido dos poros, por efeitos de difusão hidráulica e iônica e por efeitos osmóticos, os quais podem variar com o potencial da ro-cha em impedir o fluxo de íons através da formação.
Após ter sido gerado e migrado, o petróleo, é eventualmente acumulado em uma rocha chamada reservatório. A característica da rocha-reservatório é ter espaços vazios em seu interior (porosidade), não apenas os folhelhos se enquadram para essa classificação como também rochas arenitos e calcarenitos.
Os folhelhos também são um importante isolador (rocha selante), que retém o petróleo na rocha reservatória impedindo que escape do petróleo, cuja característica principal é a baixa permeabilidade.
(...)"
Luiz Rocha adicionou:
"(...)
Apenas lembro que folhelho é uma argila e que as argilas são usadas no preparo do fluido de perfuração. Naturalmente que as argilas usadas nos fluidos não são os folhelhos que você se refere.
No entanto, é bastante comum se usar argilas perfuradas no preparo do fluido de perfuração. Nesse caso, apenas deixa-se a argila perfurada ir se incorporando no fluido de perfuração. Depois, o fluido é tratado para que as propriedades fiquem dentro dos limites desejados. (...)"
No entanto, é bastante comum se usar argilas perfuradas no preparo do fluido de perfuração. Nesse caso, apenas deixa-se a argila perfurada ir se incorporando no fluido de perfuração. Depois, o fluido é tratado para que as propriedades fiquem dentro dos limites desejados. (...)"
Aprofundando o tema: tipos de fluidos de perfuração WBM
Luis, permita-me aprofundar o tema da incorporação de folhelhos nos fluidos de perfuração...
Esta prática ocorre qdo se utilizam fluidos base água em zonas do poço onde não se exige muita especificidade do fluido e nem a agressividade da argila (seja folhelho, argilito etc) demanda maior característica inibitória (quimicamente). Normalmente em zonas aonde ainda estamos longe do reservatório (revestimento ou fase inicial ou intermediária).
Tipos de fluido base água - independente do nome que se lhes dá, os tipos básicos são os seguintes:
1) bentonitico: água e bentonita (ou argila ativada) + outros produtos
outros produtos = {para PH (alcalinizantes), detergentes (para problemas de enceramento), adensantes, lubrificantes (não-oleosos preferencialmente), materiais de combate à perda}
2) nativo: bentonitico com controle de filtrado com amido pre-gelatinizado ou amido modificado (HPA) + outros produtos
3) poliméricos: água, polímeros redutores de filtrado (CMC, PAC), polimero viscosificante (goma xantana) + outros produtos - alguns ainda utilizam a bentonita como viscosificante para baratear o uso dos polimeros já que a bentonita tem função tanto de viscosificante como de redutora de filtrado, no entanto a filosofia dos fluidos poliméricos é ter rebocos de filtrado bastante finos e plásticos para diminuir o torque causado pela ferramenta ao encostar nas paredes do poço.
4) cationico: é um fluido polimérico isento de bentonita adicionado de um inibidor catiônico, que pode ser um polímero ou um composto com afinidade pelos íons da argila. o inibidor cationico inibe as partículas de argila evitando que as mesmas reajam no fluido aumentando a reologia do fluido,o q interfere na pressão de bombeio e nas demais características hidráulicas da perfuração.
OBS.: vale frisar que existem outros tipos de inibidores, chamados polímeros encapsulantes, que por serem polimeros de cadeia longa, englobam a argila da formação impedindo q esta entre em contato com a água, impedindo a formação do colóide argiloso.
5) perfuração de reservatório (RDF - reservoir drilling fluid): projetado para atender especificidades do reservatório, ser limpo para minimizar o dano e para ter um reboco de fácil remoção, podendo ter características inibitórias ou não, mas principalmente têm a menor quantidade de sólidos possível em sua formulação (isento de bentonita, teor reduzido de barita, dando preferência à calcita - que pode ser removida por acidificação reservatório). Uso de produtos químicos que facilitem a quebra e remoção do reboco no reservatório.
6) Disperso: muito usado anteriormente, era um fluido nativo onde as propriedades inibitórias eram inexistentes. A reologia era controlada por meio de um agente dispersante (lignito, lignossulfonato etc). também se encontra nesta categoria os antigos fluidos a base de cal.Alguns fluidos base água para alta temp e alta pressao (HTHP) estão nesta categoria pois a alta temperatura causa um aumento na reologia causada pela bentonita. Atualmente já se conhecem alguns polímeros capazes de resistir a cada vez mais altas temperaturas.
7) silicatos: fluido com alta capacidade inibitória a base de SiO2. Problemas relacionados a SMS e lubrificação e abrasividade levaram este tipo de fluido a não ser recomendado e somente alguns paises ainda o utilizam.
Neste posting eu coloquei somente uma breve descrição dos principios básicos relacionados aos fluidos base água (WBM- water based mud).
Para fluidos não-aquosos (NAF - non-aqueous fluids) a discussão se extenderia ainda mais. No entanto estes fluidos, também chamados de fluidos base óleo (OBM) ou sintéticos (SBM) ou ainda de emulsão-inversa, sofrem muito pouca influência química dos folhelhos - eles não se desenvolvem nem reacionam com o meio não aquoso (a não ser que a emulsão esteja falhando ou quebrando).
Sofrem sim com folhelhos que são naturalmente fraturados ou fissurados, pois neste caso o problema passa a ser instabilidade das paredes do poço, comumente confundida com "falta de peso" (fluido pouco denso). Esta instabilidade preferencialmente pode ser combatida com técnicas para melhoramento do reboco do fluido de perfuração.
Esta prática ocorre qdo se utilizam fluidos base água em zonas do poço onde não se exige muita especificidade do fluido e nem a agressividade da argila (seja folhelho, argilito etc) demanda maior característica inibitória (quimicamente). Normalmente em zonas aonde ainda estamos longe do reservatório (revestimento ou fase inicial ou intermediária).
Tipos de fluido base água - independente do nome que se lhes dá, os tipos básicos são os seguintes:
1) bentonitico: água e bentonita (ou argila ativada) + outros produtos
outros produtos = {para PH (alcalinizantes), detergentes (para problemas de enceramento), adensantes, lubrificantes (não-oleosos preferencialmente), materiais de combate à perda}
2) nativo: bentonitico com controle de filtrado com amido pre-gelatinizado ou amido modificado (HPA) + outros produtos
3) poliméricos: água, polímeros redutores de filtrado (CMC, PAC), polimero viscosificante (goma xantana) + outros produtos - alguns ainda utilizam a bentonita como viscosificante para baratear o uso dos polimeros já que a bentonita tem função tanto de viscosificante como de redutora de filtrado, no entanto a filosofia dos fluidos poliméricos é ter rebocos de filtrado bastante finos e plásticos para diminuir o torque causado pela ferramenta ao encostar nas paredes do poço.
4) cationico: é um fluido polimérico isento de bentonita adicionado de um inibidor catiônico, que pode ser um polímero ou um composto com afinidade pelos íons da argila. o inibidor cationico inibe as partículas de argila evitando que as mesmas reajam no fluido aumentando a reologia do fluido,o q interfere na pressão de bombeio e nas demais características hidráulicas da perfuração.
OBS.: vale frisar que existem outros tipos de inibidores, chamados polímeros encapsulantes, que por serem polimeros de cadeia longa, englobam a argila da formação impedindo q esta entre em contato com a água, impedindo a formação do colóide argiloso.
5) perfuração de reservatório (RDF - reservoir drilling fluid): projetado para atender especificidades do reservatório, ser limpo para minimizar o dano e para ter um reboco de fácil remoção, podendo ter características inibitórias ou não, mas principalmente têm a menor quantidade de sólidos possível em sua formulação (isento de bentonita, teor reduzido de barita, dando preferência à calcita - que pode ser removida por acidificação reservatório). Uso de produtos químicos que facilitem a quebra e remoção do reboco no reservatório.
6) Disperso: muito usado anteriormente, era um fluido nativo onde as propriedades inibitórias eram inexistentes. A reologia era controlada por meio de um agente dispersante (lignito, lignossulfonato etc). também se encontra nesta categoria os antigos fluidos a base de cal.Alguns fluidos base água para alta temp e alta pressao (HTHP) estão nesta categoria pois a alta temperatura causa um aumento na reologia causada pela bentonita. Atualmente já se conhecem alguns polímeros capazes de resistir a cada vez mais altas temperaturas.
7) silicatos: fluido com alta capacidade inibitória a base de SiO2. Problemas relacionados a SMS e lubrificação e abrasividade levaram este tipo de fluido a não ser recomendado e somente alguns paises ainda o utilizam.
Neste posting eu coloquei somente uma breve descrição dos principios básicos relacionados aos fluidos base água (WBM- water based mud).
Para fluidos não-aquosos (NAF - non-aqueous fluids) a discussão se extenderia ainda mais. No entanto estes fluidos, também chamados de fluidos base óleo (OBM) ou sintéticos (SBM) ou ainda de emulsão-inversa, sofrem muito pouca influência química dos folhelhos - eles não se desenvolvem nem reacionam com o meio não aquoso (a não ser que a emulsão esteja falhando ou quebrando).
Sofrem sim com folhelhos que são naturalmente fraturados ou fissurados, pois neste caso o problema passa a ser instabilidade das paredes do poço, comumente confundida com "falta de peso" (fluido pouco denso). Esta instabilidade preferencialmente pode ser combatida com técnicas para melhoramento do reboco do fluido de perfuração.
Aprofundando o tema:instabilidade das paredes
A instabilidade das paredes do poço em situações como a dos folhelhos fissurados ou fraturados pode ser identificada por meio da qualidade dos recortes nas peneiras e é desejável prevenir a instabilidade com o uso de selantes adequados para reforçar as paredes do poço (técnicas de wellbore strenghtening). Caso a instabilidade já tenha ocorrido, algumas técnicas e produtos alternativos podem ser utilizados dependendo da situação.
Wellbore Strenghtening
Um assunto relacionado a este tópico na área de perfuração principalmente de campos depletados ou onde se necessita baixos pesos de lama é a técnica de reforço das paredes do poço (wellbore strenghtening) utilizando diferentes tipos de selantes (fibrosos, granulares etc) e outros materiais formadores de um reboco mais forte capaz de evitar problemas como o de desmoronamento de folhelho (sloughing shale). Ou seja, é um grupo de técnicas de perfuração, com a utilização de diferentes materiais de fluido, que permitem que o poço fique estável - ou ainda dizendo, permitem que a "janela estreita" de pesos seja "mais larga".
Dentre as técnicas de wellbore strenghtening estão a "stress caging" que é uma técnica onde se utiliza a pressurização do poço para forçar a entrada de materiais selantes na possível zona frágil ou já fraturada ou com microfraturas.
Há, ainda, técnicas de remediação com a utilização de plugs poliméricos que entram na matriz do folhelho para permitir a perfuração de toda a fase com peso inferior ao típico.
Nenhum comentário:
Postar um comentário