Fluidos de completação

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Fluidos de completação, de perf. de
reservatório, de workover e obturadores.
Apresentação realizada para estudo do capítulo 10 do livro "FLUIDOS DE
PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO - DARLEY & GRAY, 2013), como exigência da
disciplina Fluidos de Perfuração, ministrada pela professora Drª Luciana Amorim
da Unidade Acadêmica de Engenharia de Petróleo - UFCG.
 
Alunos: 
Armando Cristiano de Lima 117112309 
Jacinta Beatriz Leite Nóbrega 118110585
Paulo Vitor Silva Ramos 116111400
O que vamos estudar?
INTRODUÇÃO.
SELEÇÃO DE FLUIDOS DE COMP. E WORKOVER.
TESTES PARA DANOS À FORMAÇÃO EM POTENCIAL PELOS FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO.
FLUIDOS OBTURADORES E OBTURADORES DE REVESTIMENTO.
FLUIDOS DE PERFURAÇÃO DE RESERVATÓRIO.
SALMORAS DE FORMIATO.
Introdução
Introdução
Ramos da engenharia.
Objetivo geral e seu custo.
Poços com danos.
Custo x Benefício.
Avaliação de formações.
Permeabilidade.
Bloqueio.
Seleção de Fluidos de
Completação e Workover
Várias salmouras são utilizadas como fluidos de completação ou de
workover.
Salmouras livres de sólidos
Ajuste de
densidade feito
pelo controle do
teor de sais.
Quadros empíricos de misturas são utilizados no preparo das salmouras.
Salmouras livres de sólidos
Mistura de
acordo com
temperatura de
cristalização.
Densidade e
temperatura
ajustadas de
acordo com API
padrão.
Adição de sólidos obturantes para controlar a perda de fluido em zonas
permeáveis.
Dificuldade na utilização de salmouras em formações que contém areia não
consolidada.
Salmouras límpidas podem exigir maior viscosidade ou a utilização de
tampões viscosos quando cascalhos precisam ser removidos.
Salmouras livres de sólidos
Utilizadas para evitar várias
desvantagens da acidificação
dos rebocos.
Limitante de invasão.
Hidroxietilcelulose (HEC) é o
composto utilizado para aumento
da viscosidade.
Em alguns casos o mínimo de
HEC deve ser 4,2 lb/gal para
obter a viscosidade necessária.
Salmouras Viscosas
Tampão de salmoura viscosa deve ser
injetado ao longo ou acima dos
canhoneados da zona de perda. 
Quebrador de viscosidade (breaker).
Tempo de reação e dificuldade em
processos de longa duração. Utilização
da degradação térmica do quebrador
de HEC.
Exeções em T>275°F ou salmouras de
baixa densidade.
Salmouras Viscosas
Fluidos de HEC de baixa viscosidade
podem diminuir a permeablidade.
 
Salmouras Viscosas
Figura 10.21 (a) Efeito de uma solução de hidroxietilcelulose íntegra sobre a
permeabilidade do arenito Cypress.
Salmoura de baixa densidade pode ser utilizada no lugar de tampões
viscosos para controle da perda por percolação.
A salmoura em questão é comprimida dentro da formação, e não injetada
no poço.
Resulta na possibilidade de utilização na presença de salmoura de maior
densidade sem que ocorram problemas.
HEC suscetível a ligações cruzadas.
Salmouras Viscosas
Controle de
perdas por
percolação
Em salmouras com desindade maior que 12
lb/gal a HEC demora a viscosificar mesmo
que aquecida.
Como utilizar a HEC.
Certas salmouras com zinco, a HEC não
viscosifica mesmo com hidratação e
aquecimento. 
Deve-se aumentar o teor de zinco de modo
que a solução solvate a HEC pré hidratada.
Salmouras Viscosas
1- Pré hidratação do
polímero em um solvente
inerte (álcool
isopropílico);
2- Mistura o composto
com a salmoura.
Uso de partículas orgânicas solúveis.
Agem como agentes de controle de filtrado e também como agentes
obturantes.
Fluidos de base água contendo partículas orgânicas solúveis em óleo
Temperatura
ideal de
utilização fica
entre 65°C e
95°C
 
Sistema Fischer et al (1974, 1975), Matthews e Russel
(1967), Dodd et al (1954) e Ribe (1960).
Compostas por mistura de cera, surfactantes e um
copolímero, possuem capacidade de obter perdas
por filtrado API de até 24cm³. 
Controle feito com aditivos.
Carbonato de cálcio.
Vantagens?
Tuttle e Barkman (1974) descobriram que
CaCO3 pode ser utilizado para trabalho de
reparação de curto prazo em poços
canhoneados com pistola.
CaCO3 finamente triturado serve como agente
adensante.
Adição de polímeros para controle de filtração
e capacidade de carreamento.
Exemplo, Goma Xantana.
Sistemas biodegradáveis e solúveis em ácido
- Solúvel em ácido;
- Variedade de
tamanhos de
partículas;
- Aplicação em
qualquer temperatura.
Com o tamanho correto de partículas
Fluidos que utilizam partículas sólidas de cloreto de sódio como agentes
obturantes e adensantes.
Partículas são suspensas em uma salmoura saturada por um polímero e um
dispersante.
Processo de limpeza do poço ao produzir.
Especialmente adequado para poços de injeção de água.
Fluidos contendo sólidos solúveis em água
40% óleo emulsionado em uma salmoura de cloreto de sódio ou cloreto de
cálcio.
Fase óleo pode ser querosene e/ou tetracloreto de carbono.
Oferece controle de filtração por 24h.
Emulsão é bombeada e injetada no poço.
Porque utilizar?
Pristen e Allen (1958).
Emulsão óleo em água para canhoneio com pistola
Não causa
danos ao
canhoneio!
Excelentes lamas para perfuração.
Limitações: alteram a molhabilidade,
não são adequados para perfuração de
reservatórios de gás seco e não são
degradavéis.
Possuem surfactantes, risco de bloqueio
por emulsão.
Óleo cru.
Reversão de danos por Goode et al
(1984).
Fluidos de base óleo
- Minimiza invasão de
partículas;
- Não compromete
formações sensíveis a
água;
- Proporcionam máxima
estabilidade durante a
perfuração.
 
Testes para Danos à
Formação em Potencial
Por Fluidos de
Completação
Testes para danos à formação por fluidos de completação
O dano à formação é um evento muito complexo, o que dificulta a
formulação do fluido de completação adequado, sendo necessário testes
de laboratório que geram uma despesa considerável.
Um problema comum é a contaminação do testemunho pela lama e filtrado,
o que pode ser minimizado com o uso de fluidos de baixo jato de lama e
perda de filtrado.
Além disso, uma série de processos devem ser seguidos para preservar o
testemunho que será utilizado para os testes.
Testes para danos à formação por fluidos de completação
Todos os testemunhos devem ser embrulhados em folhas plásticas e
selados imediatamente após a recuperação.
Cortar os plugs de teste ao longo do diâmetro do testemunho e
cortar as extremidades dos plugs que estiverem contaminadas por
fluido.
Além disso, uma série de processos devem ser seguidos para preservar o
testemunho que será utilizado para os testes.
Testes para danos à formação por fluidos de completação
Todos os testemunhos devem ser embrulhados em folhas plásticas e
selados imediatamente após a recuperação.
Cortar os plugs de teste ao longo do diâmetro do testemunho e
cortar as extremidades dos plugs que estiverem contaminadas por
fluido.
Agora,
vamos aos
testes!
Testes Preeliminares
Extrair o testemunho com um solvente aromático, secar e determinar a
permeabilidade ao ar e a porosidade.
Fazer uma análise de Raio-X para identificar os argilominerais, ou um
teste de azul de metileno para avaliar a atividade argilomineral.
Em testemunhos provenientes de reservatórios de permeabilidade muito
baixa, fazer um teste de injeção de mercúrio para determinar as
pressões capilares.
Analisar uma amostra da água da formação para sais solúveis.
Os testes devem ser realizados com plugs recém-preparados, com os fluidos
intersticiais em seus lugares de origem.
Se sofrer secagem ou extração, a molhabilidade das superfícies de poros
serão alteradas.
Injeta-se salmoura (natural ou sintética) aos plugs até se obter uma
permeabilidade constante.
Fazer o óleo fluir de volta até permeabilidade constante.
Expor o fluido de teste a uma pressão diferencial de 500psi (por
mais ou menos 3 dias), até que pelo menos um volume de poros do
filtrado de lama tenha atravessado o testemunho.
Fazer o óleo fluir de volta até permeabilidade constante novamente.
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Procedimento habitual do teste
De modo que, o critério para
danos à formação é:
Procedimento habitual do teste
Realizei o teste e pude
observar dano à
formação, e agora
De modoque, o critério para
danos à formação é:
Procedimento habitual do teste
Realizei o teste e pude
observar dano à
formação, e agora
PARA VERIFICAR O EFEITO DO FILTRADO
SOBRE ARGILAS NATIVAS SEM
INTERFERÊNCIA DAS PARTÍCULAS DE LAMA
Extrair um grande volume de filtrado em
um filtro prensa múltiplo e refazer os
testes anteriores.
A única mudança é que, na terceira
etapa, deve-se inundar com filtrado,
ajustando a queda de pressão para dar
velocidade de fluxo.
O teste segue até que atinja a
permeabilidade constante.
De modo que, o critério para
danos à formação é:
Procedimento habitual do teste
Realizei o teste e pude
observar dano à
formação, e agora
PARA DETERMINAR SE HOUVE ALTERAÇÃO
NA MOLHABILIDADE
Verifica-se a saturação de água depois
do processo de inundação.
Se houver grande diferença entre os
valores de saturação inicial e final,
fazer o teste de EMBEBIÇÃO, que nos
dá os resultados de molhabilidade.
Um plug de testemunho, é saturado com óleo e colocado em uma célula de
embebição rodeada por água, daí a água penetra na amostra e desloca o
óleo para fora até que o equilíbrio seja atingido (Figura a), e volume de
água absorvido é medido como o volume de óleo deslocado.
O Método Amott, 1958
A amostra de testemunho é então removida e o óleo restante
na amostra é forçado à saturação residual pelo deslocamento
de água. Isso pode ser feito em uma centrífuga com uma
bomba em um suporte de testemunho fechado. 
O volume de óleo deslocado pode ser medido diretamente ou
ser determinada por meio de medições de peso.
Figura ilustrativa do método de Amott.
Fonte: MOREIRA, Felipe Porto (2010).
Posteriormente, o testemunho, já saturado com água, com saturação de
óleo residual é colocado em uma célula de embebição e rodeado por
petróleo, então o óleo então pode penetrar no testemunho, deslocando a
água para fora (Figura b). O volume de água deslocada é medido (igual à
quantidade de óleo absorvido). 
O testemunho é retirado da célula após o equilíbrio ser
atingido, e a água remanescente no testemunho é forçada
para fora pelo deslocamento de uma centrífuga. Então o
volume de água deslocada é medido. Ao registrar todos os
volumes produzidos, é possível calcular um índice de
molhabilidade – WI. 
O Método Amott, 1958
Figura ilustrativa do método de Amott.
Fonte: MOREIRA, Felipe Porto (2010).
De modo que, o critério para
danos à formação é:
Procedimento habitual do teste
Realizei o teste e pude
observar dano à
formação, e agora
PARA VERIFICAR SE HÁ DANO PROVOCADO
POR PARTÍCULAS DA LAMA
Extrair e secar o plug, aquecer a 600ºC
por pelo menos 6h para desativar as
argilas nativas (repetir os testes
anteriores utilizando a lama de teste).
Se houver perda de permeabilidade o
dano foi pelas partículas da lama.
De modo que, o critério para
danos à formação é:
Procedimento habitual do teste
Realizei o teste e pude
observar dano à
formação, e agora
PARA DETERMINAR O TAMANHO E A
QUANTIDADE DE PARTÍCULAS OBTURANTES
Verificar a profundidade da invasão
cortando fatias sucessivas do plug de
0,25cm a 1cm.
Verificar a permeabilidade do restante
do plug até que ela se torne constante.
Verificar a precipitação mútua
misturando o filtrado da lama e a água
de formação.
Fluidos obturadores 
e Obturadores de
revestimento
Funções 
Quando o poço está sendo completado, coloca-se
um PACKER entre a tubulação e o revestimento,
acima do intervalo produtivo, e o espaço anular
deve ser preenchido por um FLUIDO OBTURADOR
(Packer fluid).
É uma medida de segurança e também reduz o
diferencial de pressão entre o interior do tubo e
anular, e o revestimento e o anular.
Se isso não for feito,
o topo do
revestimento será
submetido à pressão
do reservatório.
Figura ilustrativa do funcionamento do
Packer. Fonte: Catálogo DrillMine.
Requisitos
Deve ser mecanicamente estável para que sólidos não sedimentem SOBRE o
packer.
Deve ser quimicamente estável em temperaturas e pressões de fundo de poço, de
forma que a força gel não impeça que a lama circule.
Deve conter materiais que vedem quaisquer vazamentos que possam se
desenvolver.
Não deve causar corrosão e sim proteger as superfícies metálicas.
Não deve causar dano à formação.
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OBTURADORES DE REVESTIMENTO: 
São fluidos deixados acima do cimento no espaço anular para proteger o
revestimento contra a corrosão causada pelos fluidos da formação e controlar as
pressões da formação, aumentando as chances de recuperação do rev.
Fluidos obturadores 
Aquosos
Lamas de perfuração aquosas como fluidos obturadores
Lamas de perfuração de base água que foram utilizadas para perfurar o
poço costumam ser deixadas no local como fluidos obturadores.
Conveniência e
Economia.
Corrosividade
inerente.
Por este fato, o uso desse fluido como obturador não é aconselhável,
podendo resultar no desenvolvimento de vazamentos e necessidade de
workover.
Fluidos obturadores com baixo teor de sólidos
São constituídos de viscosificante polimérico, inibidor de corrosão, sais
solúveis para controle de peso, partículas obturantes, agentes de controle
de filtração e materiais de vedação.
Fáceis de controlar, não sofre
degradação com temperatura,
corrosão inibida.
Os polímeros utilizados são
pseudoplásticos e não são
tixotrópicos.
Os polímeros são instáveis a temperaturas elevadas, então deve-se realizar
testes de estabilidade de longo prazo em temperaturas de fundo de poço
antes do fluido ser colocado no poço.
Fluidos obturadores e ob. de rev. de Base Óleo
Podem ser utilizados como fluidos obturadores em poços de alta
temperatura com grande probabilidade de corrosão, além de também ser
utilizado como obturador de revestimento pois tem excelentes propriedades
de filtração e facilitam a recuperação do revestimento.
Termicamente mais estáveis,
não corrivos, ótima
propriedade de filtração.
Alto custo e poluição
ambiental.
Geralmente, as vantagens compensam as desvantagens.
Fluidos de Perfuração 
de Reservatório
Fluidos de Perfuração de Reservatório
Também denominado DRILL-IN, é uma combinação de fluidos de perfuração e
completação especialmente formulados para maximizar o índice de
produtividade de um poço de produção, e podem ser formulados com
características específicas da zona.
 A formulação ideal
envolve extensos
testes de laboratório
para selecionar o
sistema adequado
de fluidos e aditivos!
Fluidos de Perfuração de Reservatório
Também denominado DRILL-IN, é uma combinação de fluidos de perfuração e
completação especialmente formulados para maximizar o índice de
produtividade de um poço de produção, e podem ser formulados com
características específicas da zona.
Fluidos base não danosa
compatível com águas da formação
(salmoura ou óleo sintético).
Distribuição adequada de tamanho de
partículas dos sólidos do fluido (carbonatos ou
sais para obturação e controle de reboco).
Controle do peso do fluido por
produtos não danosos
(salmouras, sais ou carbonatos).
Viscosidade e controle de
perda de fluidos (polímeros
degradáveis/quebráveis).
Fluidos de Perfuração de Reservatório
POR QUAL MOTIVO UTILIZAR UM FLUIDO DIFERENTE PARA ZONAS DE
RESERVATÓRIO?
É fato que esse novo fluido aumentará os custos da construção do poço, mas a
seguir justificaremos os benefícios e por que ele se torna tão necessário.
A construção do poço DEVE incluir as equipes de
engenharia (perfuração, completação e produção),
geologia, química, negócios e administração.
Duas fases estão envolvidas na perfuração de um poço de óleo e gás - as
fases de custo e valor.
Normalmente, a construção de um poço é um item de despesa que afeta o
fluxo do caixa.
Do ponto de vista da produção, porém, o custo não é tão importante quanto
o custo/benefício da maximização ou otimização do poço.
 Perfuração acima da zona de produção = custo
 Perfuração na zona de produção = valor
Custo versus valor
As propriedades dos fluidos utilizados podem ser divididas em quatro
categorias: densidade, viscosidade, perda de fluido e reatividade.
Densidade
 Fluido semsolidos - salmouras límpidas e óleos puros.
 Perfuração balanceada - sólidos solúveis ou sólidos insolúveis
 Perfuração sub-balanceada - pneumáticos puros e pneumáticos com
aditivos.
Propriedades do fluido de perfuração
A característica de o fluido ser espesso ou fino é utilizada para otimizar a
limpeza do poço e a suspensão, e para minimizar a invasão de fluidos.
O controle da perda de fluido é mantido pela viscosidade e reboco de
permeabilidade ultra baixa.
O reboco deve ser fino, resistente e fácil de remover.
Propriedades reativas para controlar incluem incompatibilidades químicas,
inchamento da argila, migração de particulas, emulsões e lubricidade.
Viscosidade
Perda de fluido
Reatividade
Propriedades do fluido de perfuração
Os tipos de fluidos mais comuns atualmente utilizados como fluidos drill-in são:
Tipos de fluidos
Pneumáticos: geralmente nitrogênio, com ou sem aditivos.
Sistemas de base água: partículas de sal ou de carbonatos, salmouras
límpidas e MMH.
Não aquosos: fluidos sintéticos, fluidos de emulsão inversa ou 100% de
base óleo.
Propriedades de fundo de poço: análise da formação, análise dos fluidos
dos poros, informações de perfilagem, tipo de lama utilizada e
propriedades do reboco.
Testes de laboratório: análise completa do testemunho e testes de
permeabilidade de retorno.
Projeto do fluido
Informações essenciais:
Projeto do fluido
Três passos distintos são necessários para a seleção adequada do melhor fluido
drill-in para o poço a ser perfurado.
Passo 1: Caracterização da rocha e do fluido e identificação de potenciais
danos.
Passo 2: Testes em laboratório dos potenciais sistemas de fluido drill-in, quanto
a compatibilidade e permeabilidades de retorno, bem como opções de
estimulação.
Passo 3: Projeto de fluido, modificação e opções de estimulação e explotação.
Perfil a cabo da lama 
Dados de correlação 
Testemunhos: recuperados, preservados, analisados.
Fluidos in situ: precisos nas condiçoes de fundo de poço.
Potencial de produção do reservatório.
Informações sobre o fundo do poço
Coletar o maior número de informações possível a partir dessas fontes
Fazer uma análise geológica dos fragmentos ou plugues do testemunho.
Fazer uma varredura de tomografia computadorizada dos plugues,
limpeza com solventes e determinação das propriedades em relação a
gás; depois, saturação com salmoura e determinação da porosidade e da
permeabilidade. 
Determinar o tamanho dos poros usando a injeção de mercúrio.
Determinar as pressões capilares para determinar o potencial de
aprisonamento da fase.
Restaurar o testemunho de acordo com as condições do reservatorio.
Caracterização geológica e injeção de mercúrio
Ajustar o testemunho em uma célula
HTHP multiplataforma.
Determinar a permeabilidade nas
condições do reservatório.
Inundar ou centrifugar com
hidrocarbonetos puros para reduzir o Swi
(saturação irredutível da água) e obter o
Keo (permeabilidade efetiva do óleo).
Realizar ações de inundação com óleo
do stock tank em ambas as direções.
Envelhecer por 7 a 41 dias.
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Testes nas condiçoes do reservatório 
Inicialização do testemunho e avaliação dos danos causados pela lama
utilizando óleo morto.
6. Determinar Keo na direção da produção, DP
versus pressão aplicada.
7. Circular a lama com uma pressão líquida
equivalente às condições reais.
8. Repetir a determinação de Keo, DP versus
curvas das pressões aplicadas (ou da taxa de
fluxo)
9. Comparar as duas curvas de DP versus
pressão aplicada.
10. Remover o testemunho e examinar o
plugue usando tomografia computadorizada
e análise de lâminas delgadas.
Testes de laboratório
Retornar o testemunho às condições de fundo de poço para realizar os
testes de permeabilidade de retorno.
Testar as incompatibilidades dos fluidos nas condições de fundo de poço.
Realizar a obstrução na superfície nas condições de fundo de poço.
Testar o fluxo de retorno do fluido nas condições de fundo de poço. 
Para obter dados precisos é necessário simular o mais próximo possível as
condições de fundo de poço.
Opções de estimulação
Os resultados de todos os sitemas de lamas testados são comparados. Se um
sistema de lama causou dano considerável, uma opção de estimulação é
implementada.
Resultados 
Depois de seguir o processo acima, o sistema de melhor desempenho é
selecionado para ser utilizado em campo. Depois que esse sistema é
utilizado, os rsultados são analisados e avaliados, e o sistema é modificado
conforme necessário. 
Salmouras de formiato
Salmouras de formiato
Salmouras de formiato são as
soluções aquosas dos sais de
metais alcalinos do ácido
fórmico. Esses sais são
prontamente solúveis em água,
produzindo salmouras de alta
densidade, com baixas
temperaturas de cristalização. 
Salmouras de formiato
As salmouras de formiato abrangem todo intervalo de densidade de fluidos
normalmente exigidas na perfuração e completação. 
A combinação das propriedades antioxidantes e de estruturação da água
resulta que salmouras de formiato têm o potencial de estender o limite de
estabilidade térmica dos vários polímeros comuns dos fluidos de perfuração. 
Procedimento de
teste de formiato
A tabela mostra as
alteraçoes
recomentadas a partir
de protocolos API 
 padrão que são
necessárias para os
fluidos de formiato. 
Procedimentos de teste de formiato
O desvio mais sério em relação aos
procedimentos API recomendados é o
referente a análise de sólidos.
Sólidos em uma lama de formiato
geralmente compreendem sólidos
perfurados e carbonato de cálcio como
sólido obturante. 
Com base nisso,
um procedimento
alternativo de
análise de sólidos
foi desenvolvido. 
Carbonato de cálcio
O método determina as
concentrações combinadas
de carbonato de cálcio e
carbonato de magnésio, o
que significa que qualquer
material adensante do tipo
dolomita também é
determinado. 
A concentração de carbonato de cálcio
pode ser calculada como:
CaCO3(g/L ou Kg/m³) = 10 x VEDTA (mL)
Sólidos de perfuração
A quantidade de sólidos na
lama, provenientes da
perfuração, é calculada
determinando os sólidos totais
na lama (solidos de baixa
gravidade [específica]
compreendendo sólidos da
perfuração e carbonato de
cálcio) e então subtraindo a
parte referente ao carbonato
de cálcio. 
Os sólidos de baixa gravidade da lama podem ser
calculados medindo as densidades da lama e do
filtrado utizando a seguinte equação:
LGS (%v) = plama - pfiltradopLGS - pfiltrado x 100
Sólidos de perfuração
A concentração dos
sólidos de baixa gravidade
no fluido pode ser
calculada como:
Unidades métricas
LGS (g/L) = 25 x LGS (%V)
Unidades de campo
LGS (lb/bbl) = 8,76 x LGS (%V)
Concentração de sólidos da
perfuração
 
DS = CLGS - CCaCO3
Referências 
Capítulo 9 do livro Fluidos de Perfuração e
Completação - Ryen Caenn, H.C.H Darley e George
R. Gray, 2013.
MOREIRA, Felipe Porto - Laboratório de propriedades
de rochas e fluidos de reservatório, RJ, 2010. (TCC).