BR102020009118A2 - Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços - Google Patents

Abstract

fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços. a presente invenção trata da composição de um fluido de perfuração desenvolvida a partir de um sistema microemulsionado formado por três constituintes: uma fase aquosa salina, uma fase oleosa e uma tensoativo não-iônico, o untranex np40. a referida composição apresenta, com relação à massa total da microemulsão, de 5 a 20% em peso da fase aquosa, de 10 a 75% em peso da fase oleosa e de 20 a 80% em peso do tensoativo; sendo de preferência 30% em peso de fase oleosa, 20% em peso da fase aquosa e 50% em peso do tensoativo. além disso, são adicionados aditivos para que o sistema microemulsionado tenha características físico-químicas e reológicas de um fluido de perfuração de poços. o fluido de perfuração à base da microemulsão da presente invenção apresentou vantagens com relação aos fluidos já utilizados comercialmente, como: eficiência de utilização com grande tolerância à contaminação por sal, alta viscosidade com uso de uma quantidade reduzida de viscosificante, baixa perda de filtrado, com formação de reboco pouco permeável, desempenho satisfatório em pressões e temperaturas elevadas grande estabilidade e baixa toxicidade ao meio ambiente.

Description

FLUIDO DE PERFURAÇÃO BASE MICROEMULSÃO COM APLICAÇÃO EM POÇOS

[001] A presente invenção trata do desenvolvimento de um fluido de perfuração à base de microemulsão apropriado para ser usado na perfuração de poços, especialmente poços da Indústria Petrolífera, onde há formações subterrâneas formadas por argilas hidratáveis e em reservatórios de altas pressões e altas temperaturas, High Pression High Temperature (HPHT).

[002] A presente invenção refere-se ao desenvolvimento do fluido de perfuração em si, ao processo de preparação e a avaliação dos respectivos comportamentos reológicos e volume de filtrado obtidos. A microemulsão água em óleo (A/O), utilizada para o desenvolvimento do fluido de perfuração da presente invenção, contém, como fase aquosa, uma solução de NaCl, como fase oleosa um óleo sintético e um tensoativo não-iônico.

[003] Os fluidos de perfuração podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes. Fisicamente assumem comportamentos de fluidos nãonewtonianos, ou seja, a relação entre a taxa de cisalhamento e a taxa de deformação não é constante.

[004] Os fluidos de perfuração devem apresentar as seguintes características: ser estável quimicamente; estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; facilitar a separação dos cascalhos na superfície; manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso; ser inerte em relação a danos às rochas produtoras; aceitar qualquer tratamento, físico e químico; ser bombeável; apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação; facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; e apresentar custo compatível com a operação.

[005] Os fluidos de perfuração devem possuir as seguintes funções: limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-los até a superfície; exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos indesejáveis (kick) e estabilizar as paredes do poço; e resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

[006] As principais características dos fluidos de perfuração a serem estudadas são massa específica, força gel, parâmetros reológicos, parâmetros de filtração (para controle de perda de fluidos), teor de sólidos, pH, sólidos ativos e lubricidade. A importância dessas propriedades se dá pelo estudo dos parâmetros reológicos que podem auxiliar no cálculo de perdas de carga na tubulação e na determinação da velocidade de transporte dos cascalhos. As forças géis indicam o grau de gelificação de um fluido de perfuração e fornecerem informações sobre a resistência de um fluido em reiniciar o seu escoamento após um período de repouso das atividades de perfuração. O pH é capaz de fornecer informações sobre a capacidade do fluido em promover a corrosão dos equipamentos. O teor de sólidos que, em altas quantidades, influenciam em outras propriedades, como a massa específica, as forças géis e a viscosidade e, ainda, podem aumentar a probabilidade de desgaste de equipamentos e fratura das formações rochosas.

[007] Três tipos básicos de fluido de perfuração podem ser encontrados na indústria: fluidos base água, em que as partículas sólidas ficam suspensas em água ou em salmoura. O óleo pode estar emulsionado em água, caso em que a água é chamada de fase contínua. Neste tipo de fluido várias argilas, materiais adensantes, agentes de filtração e outros aditivos podem ser adicionados; fluidos base óleo, em que as partículas sólidas ficam suspensas em óleo. A água ou salmoura é emulsionada no óleo, ou seja, o óleo é a fase contínua. Este tipo de fluido contém agentes emulsificantes de água, agentes de suspensão e agentes de controle de filtração; fluidos base gás, em que os cascalhos são removidos por um fluxo de alta velocidade de ar ou gás natural. Agentes espumantes são adicionados para remover pequenos influxos de água.

[008] Os sistemas microemulsionados são bastante aplicados em diversas áreas das indústrias, por serem termodinamicamente estáveis, de fácil preparo, espontâneos, transparentes, de baixa viscosidade e por facilitarem a solubilização de diversos compostos.

[009] As microemulsões são definidas como sistemas de alta agregação, nas quais água e óleo são homogeneamente misturados devido à presença de substâncias anfifílicas chamadas de tensoativos. Elas são isotrópicas com estruturas típicas de tamanho próximo de 3 a 300 nm, com aparência transparente. Elas diferem das emulsões não apenas por seu tamanho estrutural, que é menor, mas também pela sua estabilidade termodinâmica, estabilizando e proporcionando vida longa aos sistemas de misturas do tipo óleo/água.

[010] Os tensoativos ou surfactantes são substâncias anfifílicas naturais ou sintéticas, que possuem em sua estrutura uma parte hidrofóbica (cauda apolar) e uma parte hidrofílica (cabeça polar). Eles tendem a se orientar na interface entre duas fases, o grupo polar fica voltado para a fase aquosa e o grupo apolar para a fase oleosa, formando um filme interfacial cujas propriedades mecânicas estão ligadas às suas propriedades. Os tensoativos podem ser classificados de acordo com a região polar ou hidrofílica em: iônicos (catiônicos, aniônicos e anfóteros) e não-iônicos.

[011] A formação da microemulsão geralmente envolve a combinação de três a quatro componentes, tais como tensoativo, fase aquosa, fase oleosa e, quando necessário, o cotensoativo. A principal característica do sistema é formar espontaneamente a fase interna por homogeneização suave dos componentes da formulação.

[012] Os fluidos a base óleo costumam apresentar alto custo e serem bastante tóxicos, e os fluidos base água podem causar problemas de perfuração em reservatórios com rochas sensíveis à água. Em contrapartida, os fluidos microemulsionados podem se apresentar como substitutos aos dois tipos apresentados, por apresentar alta lubricidade, com o uso de óleo sintético ou óleo vegetal; pouca água, não provocando o inchamento de rochas argilosas; estabilidade; baixa toxicidade, com o uso de tensoativo biodegradável; baixo custo; maior densidade que os fluidos base óleo; permite a adição de sal; formação de um reboco liso e fino, permitindo uma perfuração em poços altamente desviados em perfuração offshore; e dificulta o influxo de gás.

[013] Os fluidos a base de microemulsão água em óleo (A/O), com fase oleosa constituída por um óleo sintético, tornaram-se fundamentais para alguns tipos de operações, como em poços HPHT, poços direcionais, delgados, de longo afastamento e poços com formações subterrâneas danificáveis por fluidos à base de água. Por isso, a necessidade constante em desenvolver novas tecnologias menos agressivas ao meio ambiente, tornando importante a preparação de um fluido que seja suscetível à biodegradação anaeróbica e aeróbica, sem bioacumulação, com baixa toxidade.

[014] Os fluidos de perfuração constituídos de microemulsão A/O, na presença de um agente de mistura – o tensoativo – podem resolver vários problemas da perfuração, como também apresentam custos de produção mais baixos e tendem a minimizar os danos ecológicos gerados na produção e utilização destes.

[015] A microemulsão agrega estabilidade ao fluido, com isso, durante as paradas de circulação, os fluidos mantêm os cascalhos em suspensão por mais tempo. Além disso, o uso de tensoativos reduz o torque e aumenta a potência efetiva da broca, bem como óleo, que agrega vantagens às propriedades físicas e químicas do fluido, como a viscosidade.

[016] Quintero et al., em sua patente US Pat. 2015/0031588 A1, formulou um fluido espaçador utilizado para remover ou limpar fluidos de perfuração baseados em óleo (OBM) ou fluidos de base sintética (SBM) de um poço depois da perfuração. O sistema de limpeza se baseia em nanoemulsões, miniemulsões, microemulsões em equilíbrio com o óleo ou água em excesso, ou ambos (Winsor III), ou microemulsões de uma fase (Winsor IV) formadas in situ em fluidos comprimidos. O fluido espaçador é composto de, pelo menos, um surfactante, opcionalmente um viscosificante, e água ou salmoura. Uma vez que a amostra é bombeada para o fundo do poço e entra em contato com o OBM, o óleo e os componentes oleosos do OBM se emulsionam no espaçador, formando uma emulsão in situ no poço. As partículas, e outros restos, também se removem por meio deste método. Percebeu-se que a eficiência de limpeza alcançada era superior às obtidas pelos métodos anteriores

[017] Hayes et al., em sua patente US Pat. 4012329, inventou um fluido de perfuração composto por uma microemulsão de óleo-externo contendo sulfonato de sódio, petróleo, água, hidrocarboneto, bentonita e, opcionalmente, co-surfactante. Os requerentes descobriram uma lama microemulsionada óleo-externo que conduz corrente elétrica, com adequada viscosidade, força gel, e baixa perda de filtrado. Além disso, é mais econômica que as lamas convencionais de emulsão água em óleo, é estável em uma longa faixa de condições salinas, é resistente à corrosão, tem características de lubricidade desejáveis, uma concentração relativamente alta de água, que permite fluidos de perfuração mais econômicos, e que exibe características incomuns de ter propriedades reológicas mais favoráveis com o aumento da temperatura da microemulsão.

[018] Davies et al., em sua patente US Pat. 5652200, estudou a aplicação de uma emulsão fina, ou uma microemulsão, ou uma fase micelar como aditivos para uso em fluidos de perfuração base água, os quais mostraram reduzir a probabilidade da prisão diferencial do tubo de perfuração, ferramentas de exploração ou tubos em espiral ao perfurar poços de petróleo ou de gás ou similares. A microemulsão atua na diminuição das partículas do reboco, bloqueando os poros e diminuindo a perda de filtrado; e o tensoativo adsorve sobre as superfícies de argilas e minerais, permitindo um empacotamento mais eficiente, com rebocos menos permeáveis, inibindo a perda de fluido e o crescimento do reboco.

[019] Maberry et al., em sua patente US Pat. 2013/0244913 A1, relatou a invenção e uso de uma microemulsão do tipo água em óleo, aceitável ambientalmente, como fluido espaçador para remover óleo, compostos à base de óleo e resíduos de óleo a partir de uma superfície, tal como um poço ou tubo. Os componentes da microemulsão incluem solventes hidrocarbonetos, co-solventes, água e tensoativos. Com a combinação destes compostos, foi possível produzir uma microemulsão que cria uma superfície molhável a água com efeito superior às microemulsões compreendidas de solventes aromáticos e/ou álcoois inflamáveis.

[020] Mullher et al., em sua patente WO 2009/098308, revelou o uso de glicerol ou o éster oligoglicerol como aditivo tão líquido como possível e adequado como um agente espessante em fluidos de perfuração, em particular, em fluidos de perfuração à base de óleo, de modo que, se os agentes espessantes de tipo sólido adequado ou modificadores de viscosidade em fluidos de perfuração possam ser dispensados, mas, pelo menos, a sua quantidade possa ser significativamente reduzida. Neste caso, o aditivo deve não apenas apresentar boas propriedades de espessamento, mas deve, além disso, ser tão biodegradável como for possível, de modo que a utilização de um líquido de perfuração que compreende um aditivo deste tipo seja vantajosa da perspectiva ecológica também.

[021] Curbelo et al., em sua patente PI 0908661-7, desenvolveram um fluido de perfuração para poços petrolíferos a base de glicerina, com um sistema microemulsionado composto de glicerina como fase aquosa, óleo de coco como fase oleosa e um tensoativo aniônico.

[022] Curbelo et al., em sua patente BR1020160190487, desenvolveram um fluido de perfuração para poços petrolíferos a base de glicerina, com um sistema microemulsionado composto de uma solução aquosa de glicerina como fase aquosa, óleo de pinho como fase oleosa e um tensoativo não-iônico.

[023] Dentre os aditivos utilizados no fluido de perfuração proposto, a bentonita se destaca devido à necessidade de um tratamento prévio com tensoativo, a fim de modificar a sua natureza hidrofílica. A partir de um tratamento prévio desta argila com tensoativos, modificando sua natureza de hidrofílica para organofílica, é possível a sua utilização em fluidos de perfuração não aquosos. As principais técnicas para a ocorrência dessa modificação são: através de íon-dipolo, o qual ocorre por fixação das moléculas orgânicas mediante ligações de hidrogênio (interações mais fracas), sem existir reação química; ou por troca de íons, onde ocorre devido a uma reação química estequiométrica de dupla troca, sendo esta última, a mais utilizada, desde 1926, e a trabalhada nesta invenção.

[024] A presente invenção faz uso de um tensoativo catiônico Praepagen como agente modificador da argila bentônica. O Praepagen em uma concentração de 20% em massa produziu uma distância interplanar de 49,08 Å, considerado um excelente resultado para este estudo. A elevada distância interplanar obtida pode ser justificada pelo fato do tensoativo ser catiônico, permitindo assim a substituição do sódio, presente nas argilas sódicas, pelo sal quaternário de amônio.

[025] A presente invenção relata o desenvolvimento de um fluido microemulsionado do tipo água em óleo, com viscosidade adequada e baixa perda de fluido característica (volume de filtrado). Apresenta baixo custo, é estável em uma grande faixa de condições salinas, aproximadamente de 1% a 5% em peso de NaCl, é resistente a corrosão e tem características de lubricidade desejáveis.

[026] Destaca-se que, a faixa de aplicação da presente invenção é tão ampla quanto possível, mas, em particular, é aplicável para perfuração de poços onshore, offshore, em poços de águas profundas e em formações subterrâneas hidratáveis, isto justifica-se pelo fato do fluido apresentado apresentar resultados satisfatórios enquanto à reologia quando submetido a testes HPHT.

[027] As características do fluido de perfuração à base de microemulsão água em óleo, objeto da presente invenção, são observadas a partir das descrições detalhadas a seguir, associada às figuras referenciadas mostradas posteriormente, as quais são parte integrante do presente relatório, a mero título de exemplo, devendo ser empregados somente para uma melhor compreensão da presente invenção, não devendo, contudo, serem utilizados com o intuito de limitar os objetos descritos.

[028] O fluido de perfuração da presente invenção contém a microemulsão A/O como base do fluido, composta por salmoura, óleo sintético e tensoativo não-iônico, e os seguintes aditivos: bentonita modificada com tensoativo catiônico, e baritina.

[029] O fluido de perfuração da presente invenção foi preparado com a adição da bentonita modificada à microemulsão, sob agitação durante 5 minutos. Em seguida, a dispersão foi deixada em repouso por 24 horas para garantir a homogeneização da bentonita modificada com a microemulsão. Após esse período, a baritina foi adicionada, seguida de 10 minutos de agitação. A mistura dos componentes para obtenção do fluido de perfuração foi feita no agitador Hamilton Beach, com velocidade de rotação de 17.000 RPM.

[030] A utilização da baritina, BaSO4, que tem densidade de 4,2 a 4,6 g/cm³, com o objetivo de para aumentar o peso do fluido, já que possui a função adensante, pode ser determinada através de um balanço de massa do fluido, partindo da massa específica que ele se encontra e do seu volume inicial, para a massa específica desejada.

[031] Outros aditivos podem ser incorporados ao fluido para obter as propriedades desejadas. Tais aditivos podem ser redutores de filtrado, como HP-amido, bactericidas, como a Triazina, fungicidas, reguladores de pH, como Hidróxido de Sódio, e antiespumantes. De qualquer maneira, todos os aditivos devem ser compatíveis com a microemulsão, isto é, não devem reagir com os componentes da microemulsão para não separar as fases da microemulsão ou para conferir propriedades químicas adversas.

[032] O viscosímetro Fann 35A foi utilizado para efetuar as medidas da viscosidade aparente (VA) e plástica (VP) e o limite de escoamento (LE) do fluido de perfuração. O viscosímetro HPHT modelo 7500 da Chandler Engineering, que permite simular condições de operação dos poços em pressões e temperaturas elevadas (HPHT), também foi utilizado para medir os mesmos parâmetros reológicos. A partir dessas leituras, foi possível estudar o comportamento do fluido e determinar qual classificação e modelo ele mais se adequa. Os testes foram feitos seguindo o API Recommended Practice 13B-2, pp. 16-17.

[033] A Figura 1 mostra o diagrama ternário para a salmoura com 2% de NaCl, n-parafina e Ultranex NP 40 o qual foi retirado o ponto ternário (3 componentes) na região de microemulsão e que serviu como base para formulação do fluido de perfuração microemulsionado (A/O) objetivo da presente invenção. A nomenclatura 1Φ e 2 Φ representam as regiões de microemulsão (única fase) e de duas ou mais fases, respectivamente.

[034] Para simulação de condições de poços profundos, foram escolhidos cinco pares de pressões e temperaturas, apresentadas na Figura 2, que são referentes a um poço de 3660 m de profundidade, para avaliação do comportamento reológico do fluido de perfuração A/O desenvolvido.

[035] O ensaio de perda de fluido foi realizado através de filtração estática em células de filtração American Petroleum Institute (API), no qual foi aplicada uma pressão de 100 psi com ar comprimido à temperatura ambiente, durante 30 minutos. O meio filtrante foi um papel de filtro da Fann especialmente endurecido. Com o auxílio de uma proveta, foi feita a medida do volume de filtrado após 30 minutos do início da aplicação da pressão.

[036] Sabendo que o fluido não apresenta um comportamento Newtoniano, foi escolhido o modelo de comportamento de fluido de Bingham, ou Plástico Ideal. Este modelo engloba dois parâmetros reológicos, sendo eles: τL, denominado de limite de escoamento, que pode ser determinado por extrapolação através do gráfico de tensão cisalhante (τ) versus taxa de cisalhamento (γ) em coordenadas cartesianas e µp, denominada de viscosidade plástica. A equação que define o modelo é: τ = µpγ + τL para τ > τL

[037] A Figura 3 mostra a curva de consistência para o fluido a 80ºF (27ºC) e 1 atm (temperatura e pressão ambiente).

[038] A Figura 4 mostra as curvas de consistências para o fluido em HPHT.

[039] A Figura 5 mostra a variação da viscosidade aparente com a taxa de cisalhamento para o fluido na temperatura e pressão ambiente (27 ºC e 1 atm) e em HPHT.

[040] A composição da microemulsão e dos aditivos do fluido estão mostrados na Figura 6, que mostra a composição mássica da microemulsão do fluido: Salmoura com 2% de NaCl = 20%; Ultranex NP 40 = 50% e n-parafina = 30%.

[041] O exemplo a seguir ilustra as propriedades do fluido de perfuração à base de microemulsão água em óleo, desenvolvido na presente invenção, mas não limita os objetivos dessa invenção

[042] Em síntese o fluido de perfuração aqui descrito é um fluido à base de microemulsão de água em óleo para poços petrolíferos composto por uma fase aquosa (fase polar), uma fase oleosa (fase apolar), tensoativo não-iônico e aditivos. A fase aquosa (salmoura) ser com água dura ou água destilada, preferencialmente água dura, e seu teor na microemulsão compreender de 5% a 20% em peso, preferencialmente 20% em peso; e pela fase oleosa apolar ser um óleo sintético e seu teor de microemulsão compreender de 10% a 75% em peso, preferencialmente 30% em peso.

[043] O tensoativo não-iônico usado deve ter entre 20% a 80% em peso na microemulsão, preferencialmente 50% em peso. Enquanto que os aditivos utilizados serem a bentonita organofílica, quimicamente modificada, e a baritina.

[044] O sal utilizado na fase aquosa da microemulsão do fluido de perfuração poder ser de qualquer origem, preferencialmente o NaCl, sendo seu teor, na fase aquosa, de 0% a 5% em peso, de preferência 2% em peso. O óleo sintético da fase oleosa deve ser a n-parafina e o tensoativo não-iônico ser o Ultranex NP40. A fração mássica da bentonita organofílica variar entre 20% a 25% em peso da microemulsão e a fração mássica da baritina varia entre 1% e 2% em peso da microemulsão.

[045] O agente químico modificador da bentonita pode ser o Tween 80, o Ultranex 40, a Ultamina 150 (não-iônicos) ou o Praepagen (catiônico), preferencialmente o tensoativo catiônico Praepagen. Enquanto que a composição das soluções dos tensoativos para modificação da bentonita terem concentrações entre 20% a 30% em peso, preferivelmente 20% em peso.

[046] As etapas do processo de produção do referido fluido de perfuração são: a) adição lenta da fase aquosa, da fase oleosa e do tensoativo de forma aleatória para formar a microemulsão e, em seguida, agitar por 5 minutos; b) adicionar lentamente a bentonita modificada a microemulsão sob agitação durante 5 minutos, seguida de repouso da dispersão por 24 horas; c) aferir o pH, caso esteja entre 7 e 9, deve-se prosseguir para a próxima etapa, caso esteja abaixo de 7, deve-se adicionar 0,1 g de NaOH e agitar por 5 minutos até que o pH esteja dentro da faixa desejada; d) aferir a massa específica do sistema com uma balança ou equipamento equivalente; e) calcular, a partir da massa, a quantidade de Baritina a ser adicionada dentro da faixa entre 1,0 a 2,0 g/cm3 e, após adicionada a medida desejada, deve-se realizada agitação por 10 minutos; f) Após 24 horas, sugere-se determinar as propriedades reológicas do fluido, antes da finalização do processo e constituição plena do produto final.

[047] Como exemplo é possível destacar que os parâmetros reológicos e de filtrado obtidos para o fluido de perfuração da presente invenção, estão apresentados nas Figuras 7 e 8 respectivamente. A massa específica obtida foi de 1,10 g/cm³ e o pH de 7,43. Segundo a Norma PETROBRÁS N-2604 (1998), a massa específica deve estar dentro da faixa de 1,0 a 2,0 g/cm³ e o pH na faixa de 7,0 a 9,0. Logo, o fluido atende aos padrões pré-estabelecidos para fluidos de perfuração

[048] De acordo com a Figura 7, observa-se que o fluido atende às exigências da Norma citada à temperatura ambiente (80 ºF). Também, foram observadas condições reológicas favoráveis em HPHT, especificamente na pressão de 7500 psi e temperatura de 214 ºF (101 ºC) em que a viscosidade aparente (VA) e a plástica (VP) se mantiveram dentro dos valores estabelecidos pela Norma citada. O volume de filtrado obtido, após um período de filtração de 30 minutos e pressão de 100 psi, foi de 9,0 mL. De acordo com a Norma citada anteriormente, um fluido de alto rendimento deve ter um volume de filtrado máximo de 14 mL.

[049] As curvas de consistência estão mostradas nas Figuras 3 e 4. Através da análise das curvas, percebe-se uma tensão de corte inicial e uma linearidade dessas, indicando um comportamento de fluido não newtoniano com limite de escoamento real, para todas as condições de temperatura e pressão analisadas.

[050] Através da variação da viscosidade aparente com a taxa de cisalhamento (Figura 5), foi possível estudar o comportamento do fluido. A curva da viscosidade versus a taxa de deformação, para fluidos plásticos e pseudoplásticos, deve apresentar um comportamento decrescente. Este comportamento é conhecido como afinamento por cisalhamento e, normalmente, é uma propriedade desejável, porque a viscosidade efetiva será relativamente baixa em altas taxas de cisalhamento, que prevalecem no tubo de perfuração, reduzindo assim as pressões de bombeamento, e relativamente alta em baixas taxas de cisalhamento, que prevalecem no espaço anular, aumentando assim a capacidade de carreamento de cascalhos.

[051] A alta viscosidade do fluido A/O, conforme o exemplo, tem uma utilidade particular em poços a altas temperaturas, isto é, temperaturas superiores a 200ºF, em que a microemulsão continua estável, mas a viscosidade é substancialmente reduzida (Figura 7).

[052] O fluido apresentou bom resultado de volume de filtrado. Este baixo volume de filtrado pode ser explicado pelo fato do tensoativo adsorver-se preferencialmente sobre as superfícies de argilas e minerais, logo, permite o empacotamento mais eficiente e assim, rebocos menos permeáveis, o que inibe a perda de fluido e o crescimento do reboco. O fluido mostrou-se bastante eficaz, indicando que não haverá perdas excessivas de água livre de fluido pelo processo de perfuração, evitando que este se torne muito viscoso, como também mostrou que a torta de filtração formada não é impermeável, que causaria um decréscimo do diâmetro do poço e, consequentemente, um aumento de pressão.

[053] A descrição que se fez até aqui do fluido de perfuração de água microemulsionada em óleo sintético, objeto da presente invenção, deve ser considerada apenas como uma possível ou possíveis concretizações, e quaisquer características particulares nelas introduzidas devem ser entendidas apenas como algo que foi descrito para facilitar a compreensão. Desta forma, não podem de forma alguma ser consideradas como limitantes da invenção, a qual está limitada ao escopo das reivindicações que seguem.

Claims (7)

1. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços” caracterizado por um fluido de perfuração à base de microemulsão de água em óleo para poços petrolíferos composto por uma fase aquosa (fase polar), uma fase oleosa (fase apolar), tensoativo nãoiônico e aditivos.
2. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços”, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela fase aquosa (salmoura) ser com água dura ou água destilada, preferencialmente água dura, e seu teor na microemulsão compreender de 5% a 20% em peso, preferencialmente 20% em peso; e pela fase oleosa apolar ser um óleo sintético e seu teor de microemulsão compreender de 10% a 75% em peso, preferencialmente 30% em peso.
3. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços”, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo tensoativo não-iônico ter entre 20% a 80% em peso na microemulsão, preferencialmente 50% em peso.
4. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços”, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelos aditivos utilizados serem bentonita organofílica, quimicamente modificada, e a baritina.
5. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços”, de acordo com as reivindicações 1, 2, 3 e 4, caracterizado pelo o sal utilizado na fase aquosa da microemulsão do fluido de perfuração poder ser de qualquer origem, preferencialmente o NaCl, sendo seu teor, na fase aquosa, de 0% a 5% em peso, de preferência 2% em peso; o óleo sintético da fase oleosa deve ser a n-parafina e o tensoativo não-iônico ser o Ultranex NP40; a fração mássica da bentonita organofílica variar entre 20% a 25% em peso da microemulsão e a fração mássica da baritina varia entre 1% e 2% em peso da microemulsão.
6. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços”, de acordo com as reivindicações 1, 4 e 5, caracterizado pelo agente químico modificador da bentonita poder ser o Tween 80, o Ultranex 40, a Ultamina 150 (não-iônicos) e o Praepagen (catiônico), preferencialmente o tensoativo catiônico Praepagen; e a composição das soluções dos tensoativos para modificação da bentonita terem concentrações entre 20% a 30% em peso, preferivelmente 20% em peso.
7. “Fluido de perfuração base microemulsão com aplicação em poços” caracterizado pelas seguintes etapas processuais de preparação: a) adição lenta da fase aquosa, da fase oleosa e do tensoativo de forma aleatória para formar a microemulsão e, em seguida, agitar por 5 minutos; b) adicionar lentamente a bentonita modificada a microemulsão sob agitação durante 5 minutos, seguida de repouso da dispersão por 24 horas; c) aferir o pH, caso esteja entre 7 e 9, deve-se prosseguir para a próxima etapa, caso esteja abaixo de 7, deve-se adicionar 0,1 g de NaOH e agitar por 5 minutos até que o pH esteja dentro da faixa desejada; d) aferir a massa específica do sistema com uma balança ou equipamento equivalente; e) calcular, a partir da massa, a quantidade de baritina a ser adicionada dentro da faixa entre 1,0 a 2,0 g/cm3 e, após adicionada a medida desejada, deve-se realizada agitação por 10 minutos; f) Após 24 horas, sugere-se determinar as propriedades reológicas do fluido, antes da finalização do processo e constituição plena do produto final.

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